SCHLUMBERGER LIMITED Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute die Ergebnisse für das dritte Quartal 2015 ausgewiesen.
| (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie) | |||||||||||||||
| Dreimonatszeitraum bis | Veränderung | ||||||||||||||
| 30. Sept. 2015 | 30. Juni 2015 | 30. Sept. 2014 | gegenüber Vorquartal | gegenüber Vorjahr | |||||||||||
| Umsatz | $ 8.472 | $ 9.010 | $ 12.646 | -6 Prozent | -33 Prozent | ||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern | 1.521 | 1.708 | 2.806 | -11 Prozent | -46 Prozent | ||||||||||
| Erträge von SLB aus laufender Geschäftstätigkeit* | 989 | 1.124 | 1.949 | -12 Prozent | -49 Prozent | ||||||||||
| Verwässerte EPS aus laufender Geschäftstätigkeit* | $ 0,78 | $ 0,88 | $ 1,49 | -11 Prozent | -48 Prozent | ||||||||||
| Operative Marge vor Steuern | 18,0 Prozent | 19,0 Prozent | 22,2 Prozent | -101 bps | -424 bps | ||||||||||
| Umsätze in Nordamerika | $ 2.273 | $ 2.361 | $ 4.255 | –4 Prozent | -47 Prozent | ||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern in Nordamerika | 202 | 242 | 825 | - 17 Prozent | -76 Prozent | ||||||||||
| Operative Marge vor Steuern in Nordamerika | 8,9 Prozent | 10,2 Prozent | 19,4 Prozent | -136 bps | -1.051 bps | ||||||||||
| Internationale Umsätze | $ 6.068 | $ 6.525 | $ 8.309 | -7 Prozent | –27 Prozent | ||||||||||
| Internationales Betriebsergebnis vor Steuern | 1.440 | 1.595 | 2.041 | - 10 Prozent | - 29 Prozent | ||||||||||
| Internationale operative Marge vor Steuern | 23,7 Prozent | 24,5 Prozent | 24,6 Prozent | -72 bps | -83 bps | ||||||||||
| *Im zweiten und dritten Quartal 2015 sowie im dritten Quartal 2014 waren weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen. | |||||||||||||||
Paal Kibsgaard, Chairman und CEO von Schlumberger, sagte dazu: „Die Umsätze von Schlumberger im dritten Quartal nahmen gegenüber dem Vorquartal aufgrund eines kontinuierlichen Rückgangs der Bohraktivität und anhaltenden Preisdrucks bei allen unseren internationalen Aktivitäten um sechs Prozent ab. Die Umsätze in Nordamerika sanken gegenüber dem Vorquartal um vier Prozent, da wir uns auf den Ausgleich von Margen und Marktanteil konzentrierten, während die Umsätze des Bereichs International um sieben Prozent aufgrund von Budgetkürzungen der Kunden, Unterbrechungen von Aktivitäten und einer Preiserosion bei den Services fielen.
Das Geschäftsumfeld verschlechterte sich im dritten Quartal weiter. Die Maßnahmen, die wir in früheren Quartalen zur Kostensenkung ergriffen haben sowie die Beschleunigung unseres Transformationsprogramms ermöglichten es uns jedoch, unser finanzielles Abschneiden zu schützen, während sich in der Branche der schwerste Geschäftsrückgang seit Jahrzehnten abzeichnet. Infolge unserer Maßnahmen waren wir in der Lage, operative Margen vor Steuern zu liefern, die deutlich über den während früherer Geschäftsrückgänge beobachteten lagen, und konnten im dritten Quartal weiterhin signifikante Liquidität mit freiem Cashflow von 1,7 Milliarden US-Dollar generieren, was 170 Prozent der Erträge repräsentierte.
In den ersten neun Monaten des Jahres 2015 fielen unsere Umsätze gegenüber dem Vorjahr in Nordamerika um 34 Prozent und international um 18 Prozent. Trotz der Größe dieser Rückgänge blieben die Rückgänge unserer operativen Margen im gleichen Zeitraum in Nordamerika auf 34 Prozent und international auf 23 Prozent beschränkt. Diese Zahlen sind weiterhin erheblich besser als die, die wir während des Geschäftsrückgangs 2009 liefern konnten.
Bei den Geschäftssegmenten fielen die Umsätze der Drilling Group gegenüber dem Vorquartal während des dritten Quartals aufgrund geschwächter Bohraktivität und kontinuierlichen Preisdrucks sowohl in Nordamerika als auch den internationalen Bereichen um sieben Prozent. Die Umsätze von Production Group und Reservoir Characterization Group gingen jeweils um fünf Prozent zurück, da die Aktivitäten und Preise für Förderservices auf dem nordamerikanischen Festland weiterhin fielen und die Nachfrage nach Explorationsprodukten und -services international weiterhin abnahm.
Beim Eintritt in das letzte Quartal des Jahres ist der Ölmarkt noch immer von Befürchtungen reduzierten Wachstums der Nachfrage in China und den Erwartungen hinsichtlich der zeitlichen Abstimmung und Größe zusätzlicher Lieferungen aus dem Iran belastet. Das grundsätzliche Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage wird jedoch sowohl aufgrund des soliden globalen makroökonomischen Wachstums als auch eines geschwächten Angebots knapper, während die drastischen Kürzungen bei den Upstream-Investitionen allmählich zum Tragen kommen. Wir gehen davon aus, dass sich dieser Trend fortsetzen wird, wenn der Ölmarkt zunehmend das Ausmaß der Schwierigkeiten erkennt, die mit dem jährlich aufzubringenden Ersatz in der Förderbranche verbunden sind.
Für Ölfeld-Dienstleistungen sieht die Marktprognose für die kommenden Quartale immer anspruchsvoller aus, wobei davon ausgegangen wird, dass die Aktivitäten weiter zurückgehen werden, da die Investitionen für eine Reihe von Kunden durch einen Mangel verfügbarer Cash-Flows erschöpft werden. Die Kunden vertreten daher für die Upstream-Ausgaben im Jahr 2016 trotz schrittweiser Verbesserungen der Ölpreise einen konservativen Standpunkt. Außerdem wird die Wintersaison die normalen Auswirkungen auf die Aktivitäten im vierten Quartal haben, die in diesem Jahr wahrscheinlich nicht durch die üblichen Verkäufe von Software, Produkten und Multiclient-Lizenzen ausgeglichen werden.
Angesichts der konservativen Kundenbudgets für das nächste Jahr treten wir daher in einen weiteren Zeitraum ein, während dessen wir die Ressourcen entsprechend den Aktivitäten kontinuierlich anpassen werden, da es bei der Erholung des Marktes jetzt Verzögerungen zu geben scheint. Wir konzentrieren uns weiterhin auf unsere Kostenbasis und beschleunigen unser Transformationsprogramm weiter, um zum Ausgleich der Auswirkungen niedrigerer Servicepreise beizutragen. Beim Bewegen durch die aktuelle Handelslandschaft versuchen wir weiterhin ein Gleichgewicht zwischen Marktanteil und operativen Margen zu schaffen. Gleichzeitig suchen wir weiterhin nach Möglichkeiten, unser Portfolio über gezielte Fusionen und Übernahmen zu erweitern, so etwa durch unsere Transaktion mit Cameron, bei der die Integrationsplanung bereits weit fortgeschritten ist.
Bei Schlumberger bleiben wir zuversichtlich, dass wir in der Lage sind, diesen Geschäftsrückgang deutlich besser zu überstehen als unser Umfeld. Durch unsere internationale Präsenz, die Stärke unseres technologischen Angebots und unser Transformationsprogramm schaffen wir genügend Leverage, um den Marktanteil zu erhöhen, hervorragende Erträge zu verbuchen und weiterhin beispiellos hohe freie Cash-Flows zu liefern, während wir unseren Kunden gleichzeitig durch die Verbesserung der Produktion, die Verstärkung der Erholung des Marktes und die Senkung des Preises pro Barrel Qualität liefern können.”
Sonstige Ereignisse
Im dritten Quartal kaufte Schlumberger 6,9 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 78,76 US-Dollar für insgesamt 545 Millionen US-Dollar zurück. Mit Stand zum 30. September 2015 hatte Schlumberger 8,2 Milliarden Aktien im Rahmen des vom Vorstand (Board of Directors) am 18. Juli 2013 genehmigten Aktienrückkaufprogramms im Wert von zehn Milliarden US-Dollar zurückgekauft.
Am 26. August 2015 gaben Schlumberger und Cameron gemeinsam bekannt, dass sie einen definitiven Fusionsvertrag abgeschlossen haben, nach dem Cameron in einer Aktien- und Bargeldtransaktion mit einer mittelbaren hundertprozentigen Tochtergesellschaft von Schlumberger verschmelzen wird. Der Transaktion wurde von den Vorständen beider Unternehmen einhellig zugestimmt. Gemäß den Bedingungen der Vereinbarung werden die Aktionäre von Cameron 0,716 Stammaktien von Schlumberger sowie eine Barzahlung von 14,44 US-Dollar für jede Cameron-Aktie erhalten. Bei Abschluss werden die Aktionäre von Cameron etwa zehn Prozent der ausstehenden Stammaktien von Schlumberger besitzen.
Am 31. August 2015 unterzeichneten Schlumberger und IBM einen Vertrag für die Bereitstellung integrierter Services für Upstream-Öl- und -Gaskunden, mit dem der Business-Impact von Projekten im Förderungsbetrieb verbessert werden wird.
Am 2. September 2015 hat Schlumberger die Übernahme von Novatek Inc. und Novatek IP, LLC bekannt gegeben. Beide Unternehmen sind in den USA ansässig und auf synthetische Diamanttechnologie vor allem für die Öl- und Gasindustrie spezialisiert.
Am 9. September 2015 hat Schlumberger eine nicht bindende Absichtserklärung zusammen mit einer Tochtergesellschaft der Bauer Group unterzeichnet, einem deutschen Anlagenlieferanten, um ein Joint Venture zu gründen, bei dem es vor allem um die technische Planung und Herstellung einer neuen Generation von Bohrplattformen auf dem Festland gehen wird.
Am 30. September 2015 hat Schlumberger T&T Engineering Services, Inc. übernommen, ein Unternehmen mit Sitz in den USA, das auf die Planung von Plattformen auf dem Festland spezialisiert ist. Die Übernahme ist relevant für die Umsetzung von Schlumbergers Vision einer Verbindung seiner integrierten Untertage-Bohrtechnologie mit einer neuen Generation hocheffizienter Bohrplattformen auf dem Festland.
Nordamerika
Die Umsätze in Nordamerika in Höhe von 2,3 Milliarden US-Dollar nahmen im dritten Quartal gegenüber dem Vorquartal um vier Prozent ab und übertrafen gleichzeitig den Rückgang der Anzahl horizontaler Plattformen auf dem US-amerikanischen Festland von sieben Prozent. Aufgrund anhaltenden Preisdrucks gingen die Umsätze auf dem Festland zurück, während die Umsätze in Alaska zurückgingen, da Explorationsprojekte abgeschlossen wurden. Im US-amerikanischen Golf von Mexiko gingen die Umsätze aufgrund geringerer seismischer Multiclient-Verkäufe zurück, während höhere Technologieumsätze die Auswirkungen von Preisreduzierungen einschränkten. Der Trend, dass Explorationsplattformen für Bohr- und Fertigstellungsaktivitäten (Drilling and Completion) umfunktioniert wurden, setzte sich jedoch fort.
Die operative Marge vor Steuern in Nordamerika ging gegenüber dem Vorquartal um 136 Basispunkte (bps) auf neun Prozent zurück, vor allem aufgrund niedrigerer Preise in den Basins, was dazu führte, das mehr Druckpumpenanlagen eingelagert und Crews neu zugewiesen wurden. In bestimmten Basins wurde die Hydraulic-Fracturing-Flotte weiterhin eingesetzt, um Marktanteile zu sichern und neue technische Möglichkeiten auszuloten. Der ausgewogene Ansatz bei Marktanteil und Margen wird beibehalten, damit wird unsere Führungsrolle bei den Niveaus der Gesamtrentabilität in Nordamerika beibehalten. Die Offshore-Marge nahm ebenfalls ab, da die Arbeiten von der Tiefsee-Exploration auf Fertigstellungen und Bohrlochinterventionen verlagert wurden.
Während der ersten neun Monate des Jahres 2015 sind die Umsätze in Nordamerika gegenüber dem Vorjahr um 34 Prozent zurückgegangen. Dennoch lag der Rückgang der operativen Marge bei nur 34 Prozent. Dies stellt gegenüber den für den gleichen Zeitraum während des letzten Rückgangs verbuchten 58 Prozent eine deutliche Verbesserung dar. Die operative Marge vor Steuern in den ersten neun Monaten des Jahres 2015 ging gegenüber dem Vorjahr um 772 Basispunkte (bps) zurück. Das ist weniger als die Hälfte der für den gleichen Zeitraum 2009 berichteten Abnahme um 1589 Basispunkte. Die Stärke dieser Leistung wurde durch zeitnahes Kosten- und Ressourcenmanagement, die zunehmenden positiven Auswirkungen unseres Transformationsprogrammes, starke neue Technologieverkäufe und effizientes Lieferkettenmanagement unterstützt.
Im dritten Quartal ermöglichte das Transformationsprogramm einen Anstieg der Produktivität der Mitarbeiter durch die Verbindung von Multiskilling, Fernoperationen und dem Einsatz innovativer Technologien. In Alaska reduzierte Drilling & Measurements seine Plattformcrew von fünf auf drei. Dies war möglich durch die Schulung von für Logging während des Bohrens zuständigen Ingenieuren und durch die Zuweisung zentraler Zuständigkeiten für die verschiedenen Phasen der Aktivitäten, die umfassten, dass ein Experte für Fernoperationen in einem Drilling Technology Integration Center arbeitete. Durch diese Reduzierung am Bohrloch konnte der Kunde jährliche Kosten in Höhe von 180.000 US-Dollar einsparen.
Im dritten Quartal trugen neue Technologien von Schlumberger zur Steigerung der Förderung und der betrieblichen Effizienz in Nordamerika bei.
Die Umsätze durch unkonventionelle Reservoir-Fertigstellungstechnologie von Well Services BroadBand* übertraf seit ihrer Markteinführung die Eine-Milliarde-Dollar-Marke. So konnte sie als als am schnellsten wachsende neue Technologie in der Geschichte von Schlumberger etabliert werden. Bei den Fracturing-Aktivitäten in Nordamerika während des Quartals wurden 29 Prozent mit BroadBand-Technologie durchgeführt.
In Westkanada ermöglichte die Technologie StingBlade* von Schlumberger mit konischen Diamantelementen Progress Energy die Verbesserung sowohl der Länge als auch des Bohrfortschritts (Rate of Penetration, ROP) im Julienne-Feld des Montney Play. Heterogene lithologische Eigenschaften im Untergrund resultieren typischerweise in exzessiver Abnutzung und Schäden durch Vibrationen am Bohrkopf, weshalb das Bohren teuer und eine Kostenprognose schwierig wird. Dank der StingBlade-Technologie konnte der Kunde im Vergleich zu Ausgleichsbohrungen auf 181 Prozent mehr Länge bohren und der Bohrfortschritt (ROP) um 95 Prozent verbessern. Dies resultierte zu Einsparungen der Bohrzeit und Einsparungen bei den Bohrköpfen (Bits) in Höhe von 178.500 US-Dollar im Rahmen der Bohrung.
Auf dem US-amerikanischen Festland nutzte Wireline ein polymerummanteltes Wireline-Monokabel des Typs StreamLINE* für Encana Oil and Gas (USA) bei der Perforation von Bohrungen im DJ-Basin in Colorado, die sich nahe bei Stadtgrenzen befanden. Die Verpflichtung von Encana zu ökologischer und sozialer Verantwortung erforderte eine Perforationslösung, mit der die strengen Geräuschbegrenzungen eingehalten wurden. Die Lösung war eine elektrische Wireline-Einheit mit einem StreamLINE-Kabel, einem elektrischen Kran und einem strombetriebenen Perforations-Auflieger. Bei der StreamLINE-Monokabeltechnologie wird eine fettfreie Drucksteuerung verwendet, um den Fußabdruck zu reduzieren und die Effizienz zu erhöhen.
Ebenfalls auf dem US-amerikanischen Festland wurde ein polykrystalliner Diamant-Bit (Polycrystalline Diamond Compact, PDC) mit der rollenden PDC-Cutter-Technologie ONYX 360* für die Chesapeake Energy Corporation genutzt, um die Bohrleistung in den Plays Haynesville Shale und Colony Granite Wash zu verbessern. Mit der Technologie ONYX 360 wurde die Haltbarkeit der Bohrköpfe und die Länge der Bohrung erhöht, da die gesamte Diamantkante verwendet wurde, um die Formationen zu bohren, während sie sich um 360° drehte. Infolgedessen konnte der Kunde den Verschleiß der Bohrköpfe im Haynesville Shale um 40 bis 50 Prozent reduzieren und die Länge der Bohrungen im Vergleich zu konventionellen Bohrköpfen mit festem Cutter im Colony Wash verdoppeln.
In Alaska setzte Drilling & Measurements mehrere Technologien für ENI ein, um die Platzierung abgelenkter Bohrungen an den Standorten Spy Island und Oliktok Point zu optimieren. Das widerstandsfähigere steuerbare Rotary-System PowerDrive Xceed* ermöglichte eine präzise Steuerung in rauer Umgebung, während die Services für Logging während des Bohrens mit mehrschichtiger Abgrenzung PeriScope HD* und die multifunktionalen EcoScope*-Services für Logging während des Bohrens eine fortschrittliche Bohrplatzierung ermöglichten. Außerdem konnte mit der quellenfreien Formationsauswertung beim Bohren NeoScope* und den Azimuth-Dichte-Neutronservices adnVISION* die Porösität und Lithologie von Formationen beschrieben werden, um potentielle Förderzonen zu ermitteln und zu quantifizieren. Infolgedessen konnte der Kunde jetzt bei diesem Projekt die Marke von einer Million gebohrten Fuß überschreiten, wobei dank Schlumberger in den letzten 18 Monaten keine außerplanmäßigen Abweichungen bei der Bohrung auftraten.
Internationale Gebiete
Die Umsätze für die internationalen Gebiete in Höhe von 6,1 Milliarden US-Dollar nahmen aufgrund von Budgetkürzungen der Kunden und von anhaltenden Preisreduzierungen gegenüber dem Vorquartal um sieben Prozent ab.
Die Umsätze des Bereichs Naher und Mittlerer Osten und Asien in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um acht Prozent zurück, vor allem aufgrund geringerer Aktivitäten in Australien und im Raum Asien/Pazifik aufgrund von Kürzungen der Budgets durch die Kunden und Rückgängen der Anzahl der Bohrplattformen. Die Umsätze von den GeoMarkets im Nahen und Mittleren Osten, vor allem in Saudi-Arabien und Katar, waren aufgrund der Auswirkungen von Service-Preisreduzierungen eines weniger günstigen Umsatzmixes und Projektfertigstellungen ebenfalls niedriger.
Die Umsätze im Gebiet Europa/GUS/Afrika in Höhe von 2,3 Milliarden US-Dollar nahmen gegenüber dem Vorquartal um sechs Prozent ab. In Subsahara-Afrika nahm die Exploration ab, Projekte gingen zu Ende, und Bohrinseln wurden abgebaut – vor allem auf dem GeoMarket Angola. Auf die Ergebnisse wirkte sich auch die Fertigstellung von Explorationsprojekten im Tschad, in Äquatorialguinea und Süd- und Ostafrika aus. Die Umsätze in der Nordsee gingen aufgrund der geringeren Anzahl von Bohrinseln, Verzögerungen bei Projekten sowie Preis-Discounts und Währungsabwertungen zurück. Diese Auswirkungen wurden jedoch durch erhöhte Aktivitäten in Russland, Kasachstan und Usbekistan teilweise aufgewogen, da die Bohraktivität im Sommer einen saisonalen Gipfel erreichte.
Die Umsätze im Gebiet Lateinamerika in Höhe von 1,4 Milliarden US-Dollar fielen hauptsächlich wegen deutlich geringerer Aktivitäten in Mexiko sowie anhaltender Schwäche in Brasilien aufgrund anhaltender Kürzungen der Kundenbudgets, die zu Reduzierungen der Anzahl der Plattformen führten, um sieben Prozent ab. Die reduzierte Aktivität in Kolumbien trug ebenfalls zu dem Rückgang bei. Diese Rückgänge wurden jedoch teilweise durch stabile Aktivitäten in Venezuela und Ecuador aufgewogen.
Die operative Marge vor Steuern der internationalen Gebiete in Höhe von 23,7 Prozent nahm gegenüber dem Vorquartal aufgrund der Auswirkungen von Preisreduzierungen sowie durch die Verlagerung der Exploration mit hoher Gewinnmarge auf Erschließungs- und Fertigstellungsarbeiten um 72 Basispunkte (bps) ab. Die operative Marge vor Steuern im Nahen und Mittleren Osten und in Asien nahm um 171 Basispunkte auf 27,0 Prozent ab, in Lateinamerika fiel sie um 159 Basispunkte auf 20,7 Prozent, und in Europa/GUS/Afrika stieg sie aufgrund der Rekorde bei den Bohraktivitäten im Sommer in Russland um 92 Basispunkte auf 22,2 Prozent.
Für die ersten neun Monate des Jahres 2015 fielen die Umsätze gegenüber dem Vorjahr in den internationalen Gebieten um 18 Prozent. Dies ist schwerwiegender als der Rückgang um neun Prozent während des Geschäftsrückgangs im gleichen Zeitraum im Jahr 2009. Dennoch lag der Rückgang der operativen Marge bei nur 23 Prozent. Das ist eine deutliche Verbesserung gegenüber den 61 Prozent, die für den entsprechenden Zeitraum während des letzten Rückgangs verbucht wurden. Die operative Marge vor Steuern für die ersten neun Monate des Jahres 2015 expandierte um 29 Basispunkte (bps). Im Vergleich dazu wurde im gleichen Zeitraum im Jahr 2009 ein Rückgang der Marge um 358 Basispunkte verzeichnet. Die Stärke dieser Leistungen war das Ergebnis proaktiven Kosten- und Ressourcenmanagements, stabiler Umsätze mit neuen Technologien und der Beschleunigung des Transformationsprogramms mit Schwerpunkt auf der Mitarbeiterproduktivität, Ressourcennutzung und Reduzierungen der Unit-Supportkosten.
Im dritten Quartal ermöglichte das Transformationsprogramm durch die Verbindung von Multiskilling, Fernoperationen und dem Einsatz innovativer Technologien eine Steigerung der Mitarbeiterproduktivität. Zum Beispiel:
- In Oman konnte der Bereich Completions die hohe Anzahl der Stunden reduzieren, die Fachexperten am Bohrloch verbrachten, da Wireline-Betreiber in der Nutzung der bohrbaren Überbrückung Copperhead Extreme* und in Fracturing-Plug-Aktivitäten geschult wurden. Infolge dieses Multiskilling-Ansatzes konnte die operative Kapazität um 15 Prozent gesteigert werden. So konnten Fachexperten anderen Operationen zugewiesen werden.
- Im Norden Mexikos wurden die Bohrcrews von Drilling & Measurements für die Nutzung der kompletten Suite direktionaler Bohrwerkzeuge geschult. So konnten die direktionalen Bohrer von der Plattform in das Kommandozentrum in der Stadt verlagert werden. Durch die Verbindung von Multiskilling und Fernoperationen konnte Drilling & Measurements seine Plattformcrew um 35 Prozent verkleinern und so die Personal- und Unterkunftskosten reduzieren.
- Vor der Küste der Philippinen konnte durch moderne Technologien von Drilling & Measurements eine anspruchsvolle Tiefseebohrung optimal durchgeführt werden. Um die Produktivität der Mitarbeiter bei der Operation zu erhöhen, wurde ein Ingenieur sowohl für für die Services Mudlogging als auch Messen während des Bohrens (Measurement-while-drilling) geschult, um die Flexibilität der Mitarbeiter zu erhöhen und die Betriebskosten zu senken. Diese Verbindung der Technologien von Drilling & Measurements und Multiskilling ermöglichte die Einsparung von drei Tagen Bohrzeit oder etwa 1,8 Millionen US-Dollar, während die Gesundheits- und Sicherheitsrisiken gesenkt werden konnten.
Während des dritten Quartals erhielten die internationalen Bereiche eine Reihe von Verträgen.
In Saudi-Arabien erhielt WesternGeco zwei mehrjährige Verträge für die seismische Landtechnologie UniQ*; in einem davon werden 50.000, im anderen 30.000 Channels genutzt. Die Sondierungen werden im zweiten Quartal 2016 beginnen, und die Crews können in jedem Terrain arbeiten: Sanddünen, Sabchas, Küste oder Stadtgebiete. WesternGeco nutzt die UniQ-Technologie im Nahen und Mittleren Osten seit 2009 mit beispielloser Effizienz.
In Kuwait vergab die Kuwait Oil Company (KOC) einen Dreijahresvertrag für die Lieferung integrierter Bohrloch-Konstruktionsservices in den Feldern Sabriyah und Raudhatain im Norden Kuwaits an Schlumberger. Der Vertrag umfasst die Durchführung mehrerer horizontaler Bohrungen, inklusive der Bereitstellung sämtlicher dafür erforderlicher Services. Die Vergabe eines Vertrags für vollständig integrierte Bohrservices ist der erste seiner Art in dem Land und wird dem Kunden direkten Zugriff zu Schlumbergers Expertise, Services und Technologien für den Bau von Bohrlöchern verschaffen, verbunden durch multidisziplinäre Arbeitsprozesse.
In Oman verlieh Petroleum Development Oman Schlumberger einen leistungsbasierten Dreijahresvertrag mit optionaler Verlängerung um sieben Jahre für Lieferung, Installation, Kommissionierung und Management elektrischer Tauchpumpen und der dazugehörigen Geräte für die Arbeit an der Oberfläche für seine Felder sowohl im Norden als auch im Süden Omans. Es wird davon ausgegangen, dass die Geschäftstätigkeiten im Rahmen dieses Vertrags im zweiten Quartal 2016 beginnen werden.
In den Vereinigten Arabischen Emiraten beauftragte ADMA-OPCO Schlumberger mit der Lieferung von 49 Vx Spectra* Oberflächen-Multiphase-Flowmetern im Rahmen der nächsten Entwicklungsphase der beiden Hauptfelder. Das Vx Spectra Flowmeter misst bei hohen Frequenzen und nutzt dazu vollständige Gamma-Spektroskopieanalyse, um die Flussraten für Öl, Gas und Wasser ohne Phasentrennung präzise zu quantifizieren. So wird die Notwendigkeit der Trennung von Plattformen reduziert, und die Kapital- und Betriebsaufwendungen des Kunden werden gesenkt.
Der Bereich Software Integrated Solutions (SIS) unterzeichnete ein globales Abkommen mit ENI über die Bereitstellung eines hochauflösenden INTERSECT*-Reservoirsimulators und der Bohrloch-Softwareplattformen Petrel* E&P und Techlog*. Der mehrere Millionen Dollar schwere Sechsjahresvertrag umfasst die Option einer Verlängerung um drei Jahre. Gemäß diesem Vertrag ist ENI bestrebt, die modernsten Technologien zu nutzen, um eine hohe Erfolgsrate bei der Exploration zu erreichen und gleichzeitig die Zykluszeit von der Exploration bis zu den Phasen der wirtschaftlichen Produktion zu verkürzen.
AAG Energy Holdings Limited, der führende unabhängige Produzent von Coal Bed Methane (CBM) in China, vergab einen Vertrag für Software und dazugehörige Services an Schlumberger. Im Rahmen des Dreijahresvertrages erhält der Kunde Zugriff zu den SIS-Plattform- und Grundlagentechnologien. Dazu zählen die Software Petrel* E&P und Avocet* für den Produktionsbetrieb, Reservoirsimulation mit ECLIPSE* und wirtschaftliche Analysen mit Merak PEEP* sowie die Flow-Simulatoren PIPESIM* für Steady-State-Multiphasen-Simulationen und OLGA* für dynamische Multiphasen-Simulationen. Durch die Übernahme eines innovativen, technologiebasierten Modells werden die Assets des Kunden von effizienter Entwicklung, modernen Betriebsprozessen und Verbesserungen der Produktion profitieren, die ihren disziplinierten, wachstumsorientierten Strategien für finanzielle Förderungen entsprechen.
In Madagaskar vergab OMV einen Vertrag für eine 3D-Erhebung über 3007 Quadratkilometer (km2) an WesternGeco. Dabei soll die Sliding-Notch-Breitbanderfassungs- und Bildgebungstechnologie ObliQ* mit schneller Poststack-Zeitmigrations-Bordverarbeitung eingesetzt werden. Die Erhebung wird beide Riff- und Tiefseegebiete des Grand-Prix-Blocks vor der Küste des westlichen Madagaskar abdecken und stellt einen entscheidenden Meilenstein in der Explorationsphase der Kampagnen von OMV in dem Land dar.
Reservoir Characterization Group | |||||||||||||||
| (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben) | |||||||||||||||
| Dreimonatszeitraum bis | Veränderung | ||||||||||||||
| 30. Sept. 2015 | 30. Juni 2015 | 30. Sept. 2014 | gegenüber Vorquartal | gegenüber Vorjahr | |||||||||||
| Umsatz | $ 2.301 | $ 2.425 | $ 3.322 | -5 Prozent | -31 Prozent | ||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern | 606 | 642 | 967 | -6 Prozent | –37 Prozent | ||||||||||
| Operative Marge vor Steuern | 26,3 Prozent | 26,5 Prozent | 29,1 Prozent | -18 bps | -278 bps | ||||||||||
| Rückgang der operativen Marge | 30 Prozent | 35 Prozent | |||||||||||||
Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in Höhe von 2,3 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um fünf Prozent zurück, vor allem aufgrund anhaltender Kürzungen bei den Explorationsausgaben, die sich auf die Aktivitäten von Wireline and Testing Services in Lateinamerika, Europa/GUS und Afrika sowie dem Nahen und Mittleren Osten auswirkten, und aufgrund geringerer seismischer Multiclient-Verkäufe im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Dieser Rückgang wurde teilweise durch höhere Sommeraktivitäten bei den seismischen Arbeiten im Meer in Ostkanada und Wireline-Projekten in Russland aufgewogen.
Die operative Marge vor Steuern war mit 26,3 Prozent gegenüber dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert. Trotz der Verlagerung des Umsatzmixes von Explorationsaktivitäten mit hoher Marge trugen die erhöhten seismischen Aktivitäten im Meer und das schnelle Handeln beim Kostenmanagement dazu bei, den Rückgang der operativen Marge auf 30 Prozent zu begrenzen.
Neue Technologien der Gruppe Reservoir Characterization waren hilfreich bei der Charakterisierung komplexer Reservoirs, der Optimierung der Bohrförderung und der Reservoirgewinnung sowie bei der Verbesserung der betrieblichen Effizienz.
In Kuwait nutzte Wireline den Service PressureXpress* für die Ermittlung des Reservoirdrucks beim Messen und den Wireline-Geländetraktor UltraTRAC* im horizontalen Seitenabschnitt eines Bohrlochs in der Karbonatformation Mauddud. Mit der PressureXpress-Technologie konnte eine verlässliche Erhebung des Reservoirdrucks vorgenommen werden, während mit dem UltraTRAC-Traktor der Transport einer großen Last unter anspruchsvollen Bohrbedingungen möglich war. Dadurch wurden die Zeit im Bohrloch und letztlich die Kosten reduziert. Infolgedessen konnte der Kunde im Vergleich zu den alternativen konventionellen Methoden über 24 Stunden Bohrzeit einsparen.
In Westaustralien setzte Wireline die Zementbeurteilungstechnologie Isolation Scanner* ein, um die Integrität einer doppelt verschalten Bohrung für Chevron im Rahmen des Erschließungsprojekts Wheatstone für Flüssigerdgas zu überprüfen. Der Service Isolation Scanner stellt eine Verbindung klassischer Puls-Echo-Technologie mit Biegewellen-Bildgebungstechnologie dar, mit der eine Überprüfung des Zustands der Verschalung in Echtzeit möglich ist. Durch die Nutzung der Technologie Isolation Scanner konnten zudem zwölf Stunden Zeit bei der Datenerfassung eingespart werden.
In Westaustralien stellte Schlumberger Wireline die 3D-Radialsondentechnologie Saturn* für AWE Limited im Perth-Basin ein. Mit der 3D-Technologie Saturn wird die Zeit für die Gewinnung von Formationsfluiden verkürzt und die Entnahme von Proben in anspruchsvollen Umgebungen ermöglicht. Der Erfolg von Schlumberger beim Transport von Gasproben an die Oberfläche mit der 3D-Radialsonde Saturn* war für AWE ein Novum. Die Probe wurde aus einem Abschnitt entnommen, bei dem – blickt man auf benachbarte Bohrungen – die Nutzung konventioneller Methoden zur Entnahme von Proben nicht erfolgreich gewesen wäre.
In Kasachstan setzte Wireline die 3D-Radialsondentechnologie Saturn* für Karachaganak Petroleum Operating B.V., ein Konsortium aus ENI, BG, Chevron, Lukoil und KazMunaiGaz, ein, um Messungen des Formationsdrucks in Zonen mit geringer Permeabilität im Karachaganak-Feld vorzunehmen. Aufgrund des größeren Flow-Bereichs und der 3D-Abdeckung mit der Radialtechnologie, die das elliptische Zufluss-Konstruktiondesign von Saturn ermöglicht, waren Verbesserungen der betrieblichen Effizienz bei der Erfassung kritischer Informationen zum Formationsdruck möglich, die für die Fortsetzung der Erschließung, die Förderplanung und das Reservoirmanagement in dem Feld genutzt wurden.
WesternGeco führt im nördlichen Teil der Öl- und Gasförderregion Halten Terrace in der norwegischen See eine Multiclient-Erhebung über 1085 Quadratkilometer (km2) mit der isometrischen seismischen Meerestechnologie IsoMetrix* durch. Zum Fokusbereich zählt der Nordland Ridge, ein nördlicher Ausläufer, die aufgrund des Mangels bisher gesammelter seismischer Daten nicht erschlossen wurde. Es wird davon ausgegangen, dass die Datenqualität mit der IsoMetrix-Technologie verbessert wird, so dass das Gebiet besser erschlossen werden kann. Das Projekt wird von der Explorations- und Förderindustrie (engl. E&P) gut unterstützt; mehrere Unternehmen beteiligen sich zusammen an der Erhebung.
In Australien nutzte Wireline die hochauflösende Spektroskopietechnologie Litho Scanner* für Santos, um die Reservoir- und Fertigstellungsqualität für eine zukünftige Fracture-Stimulierung auszuwerten. Mit der Technologie Litho Scanner waren äußerst präzise Messungen entscheidender Elemente für die Kalibrierung des petrophysischen Modells innerhalb eines Grenzbasins möglich. Dies war für Santos während der Pilotbohrungsphase äußerst hilfreich.
Vor der Küste Malaysias nutzte Wireline eine Kombination von Technologien für PETRONAS, um Spitzenriff-Karbonatformationen in einer Appraisal-Bohrung auszuwerten, inklusive der kompletten Verluste der Bohrspülungsflüssigkeit und des aktiven Mud-Cap-Druckbohrens. Die Technologien umfassten das Testwerkzeug MDT* für die Dynamik modularer Formationen mit dem System InSitu Fluid Analyzer* sowie großvolumige Rotary-Seitenwandbohrungen mit XL-Rock*, den hochauflösenden Formations-Microimager FMI-HD*, akustisches Scanning mit Sonic Scanner* und die vielseitigen Services VSI* für seismische Bildgebung, mit denen die Reservoir-Formationen in Echtzeit überprüft sowie Fels- und Fluidproben entnommen wurden. Infolgedessen war der Kunde in der Lage, das geologische Modell zu verbessern und präzisere Auswertungen der Reserven vorzunehmen.
Drilling Group | |||||||||||||||
| (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben) | |||||||||||||||
| Dreimonatszeitraum bis | Veränderung | ||||||||||||||
| 30. Sept. 2015 | 30. Juni 2015 | 30. Sept. 2014 | gegenüber Vorquartal | gegenüber Vorjahr | |||||||||||
| Umsatz | $ 3.256 | $ 3.511 | $ 4.821 | -7 Prozent | –32 Prozent | ||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern | 604 | 685 | 1.045 | -12 Prozent | –42 Prozent | ||||||||||
| Operative Marge vor Steuern | 18,6 Prozent | 19,5 Prozent | 21,7 Prozent | -94 bps | -312 bps | ||||||||||
| Rückgang der operativen Marge | 32 Prozent | 28 Prozent | |||||||||||||
Die Umsätze der Drilling Group nahmen gegenüber dem Vorquartal um 3,3 Milliarden US-Dollar ab, vor allem aufgrund des anhaltenden internationalen Preisdrucks und Rückgängen der Aktivitäten, die sich auf die Umsätze von Drilling & Measurements und M-I SWACO auswirkten, hauptsächlich in der Nordsee, den GeoMarkets in Subsahara-Afrika und den Gebieten Naher und Mittlerer Osten sowie Asien und Lateinamerika. Diese Auswirkungen wurden jedoch teilweise durch Rekorde bei den Bohraktivitäten im Sommer in Russland aufgewogen.
Die operative Marge vor Steuern betrug 18,6 Prozent, sank also gegenüber dem Vorquartal um 94 Basispunkte (bps). Trotz des Umsatzrückgangs konnte der Rückgang der operativen Marge durch schnelles Handeln im Bereich des Kostenmanagements auf 32 Prozent begrenzt werden.
Neue Technologien der Drilling Group steigerten die Leistung durch eine Verbesserung der Bohreffizienz, Optimierung der Bohrlochplatzierung und die Sicherung der Integrität der Bohrlöcher.
Vor der Küste Brasiliens ermöglichten Technologien der Drilling Group die Durchführung einer Erschließungsbohrung im Santos Basin in 28,8 Tagen – so konnte mit einem einzigen Derrick-Förderschiff ein neuer Rekord bei Tiefsee-Presalt-Bohrungen aufgestellt werden. Die Kombination aus dem steuerbaren Rotary-System PowerDrive Orbit* von Drilling & Measurements und einem G2-Bohrmotor mit einem Dyna-Drill-Leistungsteil trug dazu bei, dass die Ausrichtungskontrolle und kontinuierliche Steuerbarkeit unter harten Bohrbedingungen beibehalten werden konnten. Infolge der technischen Zusammenarbeit zwischen Schlumberger und dem Petrobras Research & Development Center (CENPES) ermöglichte ein individuell angepasster PDC-Bohrkopf von Smith mit der Bohrkopftechnologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen einen verbesserten Bohrfortschritt (ROP). Insgesamt konnte der Kunde gegenüber dem geplanten Zeitablauf 8,2 Bohrtage kostenaufwendiger Bohrzeit einsparen.
Vor der Küste Norwegens setzte die Drilling Group für Statoil Technologien zur Durchführung einer anspruchsvollen Bohrung in Block 15 auf Gesamttiefe in einem einzigen Durchgang ein. Um sämtliche vertikalen Bohrabschnitte ohne Abweichung und mit gutem Bohrfortschritt (ROP) zu bohren, rieten Fachexperten zur Nutzung einer optimierten Bohrgarnitur für jeden Abschnitt in Verbindung mit der Bohrkopftechnologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen. Durch Aufsetzen einer höheren konzentrierten Einzellast auf den Fels konnten mit der StingBlade-Technologie für das Feld neue Bohrfortschritts-(ROP)-Rekorde aufgestellt werden. Außerdem trug diese Ausführung dazu bei, dass Statoil sein Szenario der „perfekten Bohrung” übertreffen konnte, das das Unternehmen aus seinen besten Operationen berechnet. Die entscheidenden Erkenntnisse aus der Bohrung werden vom Kunden für die weitere Verbesserung der Bohreffizienz genutzt.
In Kasachstan nutzte Bits & Advanced Technologies die Bohrkopftechnologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen für VNISO LLP, um Bohrungen in harten Dolomitenformationen im Zhanazhol-Feld vorzunehmen. Durch die größere Konzentration der Einzellast beim StingBlade-Element auf den Felsen und die verbesserte Verschleißbeständigkeit konnten die Länge und der Bohrfortschritt (ROP) verbessert werden, um das Ziel erfolgreich mit einem einzigen Bohrkopf zu erreichen. Infolgedessen konnte der Kunde im Vergleich zu den besten Ausgleichsbohrungen aufgrund einer dreifachen Verbesserung des Bohrfortschritts (ROP) 28 Tage Bohrzeit einsparen.
Ebenfalls in Kasachstan setzte Schlumberger Technologien der Drilling Group für die Emir Oil Company ein, um einen Sidetrack-Abschnitt im Kariman-Feld zu bohren. Dank der Bohrkopftechnologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen mit ihrer Stoßfestigkeit und Verschleißbeständigkeit wurde der Bohrfortschritt (ROP) maximiert und die Durchführung einer Sidetrack-Bohrung auf Gesamttiefe in einem einzigen Durchgang ermöglicht. Dies war möglich durch eine Kombination aus verschiedener Software: den Systemen DBOS* zur Bohrkopf-Optimierung und für die DRS*-Bohraufzeichnung, dem Bohrhydraulik-SimulationsprogrammsYieldPoint RT und der integrierten Bohrkopf-Konstruktionsdesignplattform IDEAS*. Infolgedessen konnte der Kunde durch die Fertigstellung der Bohrung in 15 statt der ursprünglich eingeplanten 35 Tage 360.000 US-Dollar einsparen.
In Angola setzte M-I SWACO eine Kombination aus Fertigstellungssystemen, Flüssigkeiten (Fluiden) und Werkzeugen für ENI ein, um zwei Tiefsee-Bohrungen unter Wasser durchzuführen. Durch die Verwendung der Reservoir-Drill-in-Flüssigkeit FAZEPRO* auf Ölbasis war ein niedriger Flüssigkeitsverlust, ein hoher Bohrfortschritt (ROP) und eine einfache Reinigung möglich, während die Verschiebungstechnik SMART 3D* ein individuell angepasstes Paket aus chemischen, mechanischen und hydraulischen Technologien für diese beiden Bohrungen lieferte. Mit dem Umlaufwerkzeug WELL COMMANDER* konnte außerdem der Umlauf erhöht werden, um Verkürzungen an entscheidenden Stellen im Bohrstrang zu entfernen. Danach wurde das Auswertungswerkzeug WELL PATROLLER* eingesetzt, um alle entfernten Rückstände auszuwerten. Dank der Kombination aus diesen Technologien konnten die Bohrungen nach der Kiesfüllung zehn Monate lang ohne Rückfluss eingeschlossen werden. Nach diesem Verfahren konnte in einem Bohrloch eine Förderquote von 25.000 Barrel/Tag (bbl/d) erzielt werden – gegenüber der geplanten Produktion von 15.000 bbl/d.
Vor der Küste Myanmars setzte MI SWACO die Bohrspülungstechnologie auf synthetischer Basis RHELIANT PLUS* ein, um Chinnery Assets Limited bei der Meisterung technischer und logistischer Hrausforderungen bei ihrer Explorations-Bohrkampagne an der Westküste Myanmars zu unterstützen. Trotz Herausforderungen durch die dezentrale Logistik konnten durch Schlumbergers Netzwerk innerhalb des Landes große Mengen der Bohrspülung mit niedriger Rheologie RHELIANT PLUS vorbereitet und zur Bohrplattform tranportiert werden. Dank der Verfügbarkeit von RHELIANT PLUS mit seinen Eigenschaften wie Wärmebeständigkeit, stabiler Rheologie und Baryt-Absackschutz konnte der Kunde die Gesamttiefe der Tiefseebohrung wie geplant durchführen.
In China wurde die mehrschichtige Technologie zur Ermittlung von Zonengrenzen PeriScope HD* für die PetroChina Tarim Oil Company eingesetzt, um eine horizontale Bohrung in einem reifen Feld durchzuführen, die durch geringe Abfälle der Amplitude, ein äußerst schmales Ziel von etwa einem Meter und instabiler Brekzie gekennzeichnet war, die auskeilen und in direkten Kontakt mit den Grundwasser kommen könnte. Die Platzierung des horizontalen Abschnitts der Bohrung in der Nähe des oberen Teils des Reservoirs war entscheidend für das Erreichen der Ziele des Erschließungsplans. Dank der Technologie PeriScope HD konnten die Herausforderungen der Bohrung gemeistert und durch die Realisierung eines Reservoirkontakts von 100 Prozent eine hervorragende Bohrplatzierung ermöglicht werden.
Vor der Küste Australiens setzte die Drilling Group eine eigens entwickelte Bohrkonstruktion ein, um im Rahmen des von Chevron betriebenen Wheatstone-Projektes eine Bohrung vorzunehmen. Die kombinierten Technologien waren die Rathole Elimination mit Dual-Bohrlochräumer Drilling Tools & Remedial Rhino RHE*, der hydraulisch betätigte On-Demand-Bohrlochräumer Rhino XC*, der hydraulisch erweiterbare Bohrlochräumer Rhino XS* sowie die Technologie für Logging während des Bohren von Drilling & Measurements für die Erfassung von Daten zur Auswertung von Formationen. Dieser Einsatz bedeutet die Ersteinführung der Technologie Rhino RHE in Australien.
Production Group | |||||||||||||||
| (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben) | |||||||||||||||
| Dreimonatszeitraum bis | Veränderung | ||||||||||||||
| 30. Sept. 2015 | 30. Juni 2015 | 30. Sept. 2014 | gegenüber Vorquartal | gegenüber Vorjahr | |||||||||||
| Umsatz | $ 2.957 | $ 3.103 | $ 4.558 | -5 Prozent | - 35 Prozent | ||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern | 327 | 397 | 844 | -18 Prozent | -61 Prozent | ||||||||||
| Operative Marge vor Steuern | 11,1 Prozent | 12,8 Prozent | 18,5 Prozent | -173 bps | -744 bps | ||||||||||
| Rückgang der operativen Marge | 48 % | 32 % | |||||||||||||
Die Umsätze der Production Group in Höhe von 3,0 Milliarden nahmen gegenüber dem Vorquartal um fünf Prozent ab, wobei zwei Drittel des Rückgangs auf Einschränkungen der Kundenbudgets auf den internationalen Märkten vor allem in den Gebieten Naher und Mittlerer Osten und Asien sowie Lateinamerika, der Nordsee und den GeoMarkets in Subsahara-Afrika zurückzuführen waren, die zu geringerer Aktivität und Preisreduzierungen führten. Der Förderdruck fiel weiterhin ab, und der Preisdruck stieg, da die Anzahl der Bohrplattformen auf dem nordamerikanischen Festland weiterhin zurückging.
Die operative Marge vor Steuern von 11,1 Prozent ging gegenüber dem Vorquartal um 173 bps zurück, da im Quartal die Aktivitäten weiterhin geringer und der Preisdruck höher war, wobei die Preisrückgänge in einigen Basins dazu führten, dass mehr Druckpumpen eingelagert und Crews neu zugewiesen wurden. In anderen Basins wurde die Hydraulic-Fracturing-Flotte weiterhin eingesetzt.
Techniken der New Production Group halfen Kunden, technische Herausforderungen zu meistern, da sie die Förderung beschleunigten, die Wiedergewinnung vergrößerten und die betriebliche Effizienz verbesserten.
Vor der Küste Katars setzte Schlumberger Completions das Förder- und Reservoirmanagementsystem Manara* und die dazugehörige induktive Verbindungstechnologie für Maersk Oil Katar bei einer horizontalen, abgelenkten Bohrung im Al-Shaheen-Feld ein. Dies war weltweit die erste Bohrung, bei der ein an der Oberfläche kontrolliertes und permanentes Steuer- und Überwachungssystem für den Untertage-Fluss für eine niedrigere Fertigstellung verwendet wurde. Dank der Verwendung der induktiven Verbindungstechnologie Manara war drahtlose Energieversorgung und Übermittlung von Daten für die Installation zweier Manara-Stationen am Boden der Bohrung möglich. Diese Stationen ermöglichten unbegrenzte Messungen von Flusskontrolle, Wasserabsperrung, Druck, Temperatur und Durchfluss an jeder Station sowie in Tiefen, die bei herkömmlichen intelligenten Fertigstellungen nicht möglich sind. Die Operation wurde erfolgreich durchgeführt, und infolgedessen hatte der Kunde verbesserte Möglichkeiten zur Überwachung und Steuerung der Bohrung.
Im norwegischen Abschnitt der Nordsee, einem Teil von Schlumbergers Projekt für den integrierten Bau von Bohrlöchern, führte der Bereich Completions die Liner-Hanger-Systeme COLOSSUS* für Det Norske Oljeselskap ASA in einer komplexen Bohrung mit einem S-förmigen Abschnitt mit erheblichen Doglegs im Ivar-Aasen-Feld ein. Angesichts der Anpassbarkeit des COLOSSUS-Systems an anspruchsvolle Bohrlochbedingungen inklusive längerer Zeiträume mit drehmomentstarker Rotation konnte der Vorgang wie geplant durchgeführt werden. Infolgedessen konnte der Kunde sieben Tage Bohrzeit einsparen.
In Kuwait nutzte der Bereich Well Intervention das organische, quervernetzte Gel OrganoSEAL* mit einem Einfluss-Steuergerät, um das Wasser bei einer horizontalen Bohrung erfolgreich abzusperren. Das wasserbasierte, aus einer einzigen Phase bestehende Verfahren OrganoSEAL wurde mittels der Produktgruppe ACTive* aus Live-Downhole-Coiled-Tubing-Services für Schrägbohrlöcher eingesetzt. Es konnte die Porenräume der Matrix optimal ausfüllen und machte zusätzliche Perforationen überflüssig. Außerdem ermöglichte die aufpumpbare Packertechnologie CoilFLATE* für Coiled Tubing durch Leitungen eine zuverlässige Verankerung und eine Hochdruckabdichtung für harte Schrägbohrloch-Bedingungen. Dank dieser Kombination aus Technologien konnte der Kunde zwei Tage Bohrzeit einsparen. Sie trug zur Erhöhung der Ölförderung im Bohrloch um 250 Prozent bei.
In Ecuador führte Schlumberger Completions die selbstlösende Pistolen-Ankertechnologie MAXR* in Verbindung mit der Hohlladetechnologie PowerJet Nova* von Testing Services für extratiefe Penetration für ENAP Sipetrol in zwei Bohrlöchern im Paraiso-Feld ein. Mit der MAXR-Technologie konnten die Bohrrohrkanonen verankert und im Augenblick der Detonation losgelassen werden, während mit PowerJet Nova verstärkte Penetration in den beanspruchten Felsformationen möglich war. Die tatsächliche Förderungsmenge bei dieser Bohrung kam insgesamt auf etwa 1.700 Barrel/Tag (bbl/d), womit die anfänglichen Erwartungen von 400 bbl/d übertroffen wurden.
In Ägypten nutzte Well Intervention die emulgierte Stimulationsflüssigkeit SXE* in Verbindung mit dem technisierten Hochdruck-Jetting-Service Jet Blaster* für Scimitar Production Egypt Ltd., um eine Bohrung mit Nullfluss im Rahmi-Feld zu stimulieren. Mit dem Werkzeug Jet Blaster war eine Säuberung des Bohrloches in einem Durchgang mittels konzentrierter, hochenergetischer Flüssigkeitsströme möglich, die die Effizienz der Matrix-Stimulation verbesserten. Infolge der Intervention stieg die Fördermenge des Bohrloches von null auf 1.500 bbl/d.
Ebenfalls in Ägypten führte Well Intervention die erste Live-Coiled-Tubing-Stimulation vor der Küste samt Konformitätsservice mit ACTive Matrix* ein, um eine Bohrung für die General Petroleum Company in einer Dolomitenformation mit der niedrigen Temperatur von 120 Grad Fahrenheit (49 Grad Celsius) zu stimulieren. Dank der Technologie ACTive Matrix wurde ein optimiertes Stimulationsverfahren durch die Live-Überwachung von Einspeisungsraten, Untertagedruck und Temperatur möglich. Infolgedessen bestätigte der Bohrtest nach dem Stimulationsverfahren eine negative Randschicht und eine Steigerung der Förderung von null auf 1.000 bbl/d.
Vor der Elfenbeinküste nutzte Schlumberger Completions die Ersatzpfad-Openhole-Kiesbelagfilter OptiPac* für Canadian Natural Resources Limited in einem langen horizontalen Bohrabschnitt im Untersee-Erschließungsprojekt der Phase III Baobab. Dies war das erste Mal, dass bei Operationen auf die konventionelle Verwendung eines Waschrohrs verzichtet wurde, um Bohrzeit zu sparen. Die insgesamt vom Kunden eingesparte Bohrzeit, inklusive der Einsparungen durch die Offline-Verschraubung der OptiPac-Filter, entsprach etwa 1,3 Millionen US-Dollar.
Vor der Küste Malaysias nutzte Well Intervention das System ACTive OptiFIRE* CT für selektive Echtzeitperforation und -aktivierung für REPSOL S.A., um mehrere Zonen einer Bohrung in einer Halbinsel vor der Küste Malaysias zu perforieren. Die Technologie ACTive OptiFIRE ermöglichte entscheidende Messungen in Echtzeit sowie zuverlässige Detonationskontrollen, ohne die Fluiddynamik im Bohrloch zu stören. Infolgedessen konnte der Kunde einen Tag Bohrzeit vor der Küste einsparen.
In Pakistan führte Well Intervention die viskoelastische Ableitflüssigkeit VDA* für Ocean Pakistan Limited ein, um eine Matrix-Stimulation eines 14 Fuß langen Abschnittes in einer anspruchsvollen Formation im Ratana-Feld durchzuführen. Mit der VDA-Technologie konnte die verbleibende Flüssigkeit aus dem Stimulationsverfahren erfolgreich in Zonen mit geringerer Injektivität abgeleitet werden. Der Kunde erzielte eine Steigerung der Fördermenge von 1,5 MMscf/d auf 13 MMscf/d (million standard cubic feet per day) sowie 400 bbl/d aus der Kondensatnachbehandlung.
Finanzübersicht | |||||||||||||||
| Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung | |||||||||||||||
| (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie) | |||||||||||||||
| Drittes Quartal | Neunmonatszeitraum | ||||||||||||||
| Zeiträume zum 30. September, | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |||||||||||
| Umsatz | $ | 8.472 | $ | 12.646 | $ | 27.731 | $ | 35.939 | |||||||
| Zinsen und sonstige Erträge | 60 | 79 | 155 | 220 | |||||||||||
| Ausgaben | |||||||||||||||
| Umsatzkosten | 6.798 | 9.689 | 22.028 | 27.708 | |||||||||||
| Forschung und technische Entwicklung | 273 | 301 | 819 | 893 | |||||||||||
| Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten | 122 | 125 | 362 | 353 | |||||||||||
| Restrukturierung und Sonstiges (1) | - | - | 439 | - | |||||||||||
| Zinsen | 86 | 90 | 254 | 282 | |||||||||||
| Ertrag vor Steuern | $ | 1.253 | $ | 2.520 | $ | 3.984 | $ | 6.923 | |||||||
| Ertragssteuern (1) | 250 | 556 | 859 | 1.530 | |||||||||||
| Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit | 1.003 | 1.964 | 3.125 | 5.393 | |||||||||||
| Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit | - | - | - | (205 | ) | ||||||||||
| Nettogewinn | 1.003 | 1.964 | 3.125 | 5.188 | |||||||||||
| Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen | 14 | 15 | 37 | 52 | |||||||||||
| Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn | $ | 989 | $ | 1.949 | $ | 3.088 | $ | 5.136 | |||||||
| Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt zuzuordnen: | |||||||||||||||
| Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit (1) | $ | 989 | $ | 1.949 | $ | 3.088 | $ | 5.341 | |||||||
| Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit | - | - | - | (205 | ) | ||||||||||
| Nettogewinn | $ | 989 | $ | 1.949 | $ | 3.088 | $ | 5.136 | |||||||
| Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger | |||||||||||||||
| Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit (1) | $ | 0,78 | $ | 1,49 | $ | 2,42 | $ | 4,07 | |||||||
| Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit | - | - | - | (0,16 | ) | ||||||||||
| Nettogewinn | $ | 0,78 | $ | 1,49 | $ | 2,42 | $ | 3,91 | |||||||
| Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien | 1.265 | 1.294 | 1.270 | 1.300 | |||||||||||
| Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung | 1.272 | 1.310 | 1.278 | 1.314 | |||||||||||
| In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2) | $ | 1.026 | $ | 1.032 | $ | 3.115 | $ | 3.029 | |||||||
(1) Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”. (2) Enthält Wertminderung von Anlagevermögen und Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Anlagen. | |||||||||||||||
| Zusammengefasste konsolidierte Bilanz | |||||||||||
| (Angaben in Millionen) | |||||||||||
| 30. Sept. | 31. Dez. | ||||||||||
| Aktiva | 2015 | 2014 | |||||||||
| Umlaufvermögen | |||||||||||
| Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen | $ | 6.605 | $ | 7.501 | |||||||
| Forderungen | 9.372 | 11.171 | |||||||||
| Sonstiges aktuelles Umlaufvermögen | 5.555 | 6.022 | |||||||||
| 21.532 | 24.694 | ||||||||||
| Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen | 439 | 442 | |||||||||
| Anlagevermögen | 14.554 | 15.396 | |||||||||
| Seismische Multiclient-Daten | 966 | 793 | |||||||||
| Firmenwert (Goodwill) | 15.610 | 15.487 | |||||||||
| Sonstige immaterielle Vermögenswerte | 4.524 | 4.654 | |||||||||
| Sonstige Vermögenswerte | 5.717 | 5.438 | |||||||||
| $ | 63.342 | $ | 66.904 | ||||||||
| Passiva | |||||||||||
| Kurzfristige Verbindlichkeiten | |||||||||||
| Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen | $ | 7.186 | $ | 9.246 | |||||||
| Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer | 1.425 | 1.647 | |||||||||
| Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil | |||||||||||
| an langfristigen Verbindlichkeiten | 4.761 | 2.765 | |||||||||
| Auszuschüttende Dividenden | 638 | 518 | |||||||||
| 14.010 | 14.176 | ||||||||||
| Langfristige Verbindlichkeiten | 7.487 | 10.565 | |||||||||
| Pensionsnebenleistungen | 1.282 | 1.501 | |||||||||
| Latente Steuern | 1.276 | 1.296 | |||||||||
| Sonstige Verbindlichkeiten | 1.108 | 1.317 | |||||||||
| 25.163 | 28.855 | ||||||||||
| Eigenkapital | 38.179 | 38.049 | |||||||||
| $ | 63.342 | $ | 66.904 | ||||||||
Nettoverbindlichkeiten
„Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmitteln, kurzfristiger Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltener festverzinslicher Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten.
Einzelheiten zu Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen hier:
| |||||||||||
| (Angaben in Millionen) | |||||||||||
| Zeiträume zum 30. September, |
Neun
Monate 2015 |
Drittes
Quartal 2015 |
Neun
Monate 2014 | ||||||||
| Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen | $ 3.125 | $ 1.003 | $ 5.393 | ||||||||
| Restrukturierungs- und sonstiger Aufwand, zuzüglich Steuern | 383 | - | - | ||||||||
| Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen, | |||||||||||
| unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften | 3.508 | 1.003 | 5.393 | ||||||||
| Wertminderungen und Abschreibungen (1) | 3.115 | 1.026 | 3.029 | ||||||||
| Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen | 326 | 109 | 266 | ||||||||
| Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen | 250 | 83 | 246 | ||||||||
| Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen | (292) | (78) | (318) | ||||||||
| (Rückgang) Erhöhung von Betriebskapital (2) | (509) | 328 | (991) | ||||||||
| Sonstige | 229 | 72 | (343) | ||||||||
| Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit | 6.627 | 2.543 | 7.282 | ||||||||
| Kapitalaufwendungen | (1.783) | (590) | (2.766) | ||||||||
| SPM-Investitionen | (350) | (128) | (569) | ||||||||
| Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten | (336) | (115) | (212) | ||||||||
| Freier Cashflow (3) | 4.158 | 1.710 | 3.735 | ||||||||
| Aktienrückkaufprogramm | (1.784) | (545) | (3.582) | ||||||||
| Ausgeschüttete Dividenden | (1.786) | (635) | (1.451) | ||||||||
| Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen | 423 | 167 | 795 | ||||||||
| 1.011 | 697 | (503) | |||||||||
| Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten | (324) | (118) | (1.049) | ||||||||
| Ausgelaufene Geschäftstätigkeit – Vereinbarung mir dem US-Justizministerium | (233) | - | - | ||||||||
| Sonstige | (271) | (185) | 150 | ||||||||
| Rückgang (Erhöhung) der Nettoverbindlichkeiten | 183 | 394 | (1.402) | ||||||||
| Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums | (5.387) | (5.598) | (4.443) | ||||||||
| Nettoverbindlichkeiten | $ (5.204) | $ (5.204) | $ (5.845) | ||||||||
| Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten |
30. Sept. |
30. Juni |
31. Dez. |
30. Sept. | |||||||
| Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen | $ 6.605 | $ 7.274 | $ 7.501 | $ 6.759 | |||||||
| Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen | 439 | 469 | 442 | 473 | |||||||
| Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten | (4.761) | (4.231) | (2.765) | (1.451) | |||||||
| Langfristige Verbindlichkeiten | (7.487) | (9.110) | (10.565) | (11.626) | |||||||
| $ (5.204) | $ (5.598) | $ (5.387) | $ (5.845) | ||||||||
(1) | Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen. | |
(2) | Enthält Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 605 Millionen US-Dollar im zum 30. September 2015 zu Ende gegangenen Neunmonatszeitraum und 150 Millionen US-Dollar im dritten Quartal 2015. | |
(3) | Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass es sich hierbei um eine wichtige Maßnahme handelt, da sie sich auf Gelder bezieht, die zur Reduzierung von Verbindlichkeiten und Verfolgung von Gelegenheiten zur Verfügung stehen, die den Aktionärswert durch Akquisitionen und Ausschüttungen an Aktionäre durch Aktienrückkäufe und Dividenden steigern. |
Belastungen und Gutschriften
Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum dritten Quartal auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:
| (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie) | ||||||||||||||||||||||
| Erste neun Monate 2015 | ||||||||||||||||||||||
| Vor Steuern | Steuer |
Minderheits- | Netto |
Verwässert
Gewinn je Aktie | ||||||||||||||||||
| Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften | $ 4.423 | $ 915 | $ 37 | $ 3.471 | $ 2,72 | |||||||||||||||||
| Belegschaftsverkleinerung | (390 | ) | (56 | ) | - | (334 | ) | (0,26 | ) | |||||||||||||
| Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela | (49 | ) | - | - | (49 | ) | (0,04 | ) | ||||||||||||||
| Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen | $ 3.984 | $ 859 | $ 37 | $ 3.088 | $ 2,42 | |||||||||||||||||
| Im zweiten und dritten Quartal 2015 und in den ersten neun Monaten 2014 sind weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen. | ||||||||||||||||||||||
| Produktgruppen | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| (Angaben in Millionen) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Dreimonatszeitraum bis | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 30. Sept. 2015 | 30. Juni 2015 | 30. Sept. 2014 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Umsatz | Gewinn | Umsatz |
Gewinn | Umsatz |
Gewinn | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Reservoircharakterisierung | $ | 2.301 | $ | 606 | $ | 2.425 | $ | 642 | $ | 3.322 | $ | 967 | ||||||||||||||||||||||||
| Bohrungen | 3.256 | 604 | 3.511 | 685 | 4.821 | 1.045 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Förderung | 2.957 | 327 | 3.103 | 397 | 4.558 | 844 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Ausbuchungen und Sonstiges | (42 | ) | (16 | ) | (29 | ) | (16 | ) | (55 | ) | (50 | ) | ||||||||||||||||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern | 1.521 | 1.708 | 2.806 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Konzern und Sonstiges | - | (198 | ) | - | (199 | ) | - | (210 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| Zinserträge(1) | - | 8 | - | 6 | - | 8 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Zinsaufwendungen(1) | - | (78 | ) | - | (79 | ) | - | (84 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| $ | 8.472 | $ | 1.253 | $ | 9.010 | $ | 1.436 | $ | 12.646 | $ | 2.520 | |||||||||||||||||||||||||
| Geographische Gebiete | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| (Angaben in Millionen) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Dreimonatszeitraum bis | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 30. Sept. 2015 | 30. Juni 2015 | 30. Sept. 2014 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Umsatz | Gewinn | Umsatz |
Gewinn | Umsatz |
Gewinn | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Nordamerika | $ | 2.273 | $ | 202 | $ | 2.361 | $ | 242 | $ | 4.255 | $ | 825 | ||||||||||||||||||||||||
| Lateinamerika | 1.422 | 295 | 1.537 | 343 | 2.036 | 446 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Europa/GUS/Afrika | 2.274 | 505 | 2.413 | 513 | 3.303 | 774 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Naher und Mittlerer Osten und Asien | 2.372 | 641 | 2.575 | 740 | 2.970 | 820 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Ausbuchungen und Sonstiges | 131 | (122 | ) | 124 | (130 | ) | 82 | (59 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern | 1.521 | 1.708 | 2.806 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Konzern und Sonstiges | - | (198 | ) | - | (199 | ) | - | (210 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| Zinserträge(1) | - | 8 | - | 6 | - | 8 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Zinsaufwendungen(1) | - | (78 | ) | - | (79 | ) | - | (84 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| $ | 8.472 | $ | 1.253 | $ | 9.010 | $ | 1.436 | $ | 12.646 | $ | 2.520 | |||||||||||||||||||||||||
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Produktgruppen | ||||||||||||||||||||||||
| (Angaben in Millionen) | ||||||||||||||||||||||||
| Neunmonatszeitraum zum | ||||||||||||||||||||||||
| 30. Sept. 2015 | 30. Sept. 2014 | |||||||||||||||||||||||
| Umsatz | Gewinn | Umsatz |
Gewinn | |||||||||||||||||||||
| Reservoircharakterisierung | $ | 7.278 | $ | 1.903 | $ | 9.536 | $ | 2.693 | ||||||||||||||||
| Bohrungen | 10.729 | 2.080 | 13.804 | 2.907 | ||||||||||||||||||||
| Förderung | 9.827 | 1.274 | 12.752 | 2.276 | ||||||||||||||||||||
| Ausbuchungen und Sonstiges | (103 | ) | (35 | ) | (153 | ) | (81 | ) | ||||||||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern | 5.222 | 7.795 | ||||||||||||||||||||||
| Konzern und Sonstiges | - | (587 | ) | - | (628 | ) | ||||||||||||||||||
| Zinserträge(1) | - | 22 | - | 23 | ||||||||||||||||||||
| Zinsaufwendungen(1) | - | (234 | ) | - | (267 | ) | ||||||||||||||||||
| Belastungen und Gutschriften | - | (439 | ) | - | - | |||||||||||||||||||
| $ | 27.731 | $ | 3.984 | $ | 35.939 | $ | 6.923 | |||||||||||||||||
| Geographische Gebiete | ||||||||||||||||||||||||
| (Angaben in Millionen) | ||||||||||||||||||||||||
| Neunmonatszeitraum zum | ||||||||||||||||||||||||
| 30. Sept. 2015 | 30. Sept. 2014 | |||||||||||||||||||||||
| Umsatz | Gewinn | Umsatz |
Gewinn | |||||||||||||||||||||
| Nordamerika | $ | 7.856 | $ | 860 | $ | 11.827 | $ | 2.208 | ||||||||||||||||
| Lateinamerika | 4.606 | 992 | 5.646 | 1.210 | ||||||||||||||||||||
| Europa/GUS/Afrika | 7.225 | 1.550 | 9.452 | 2.082 | ||||||||||||||||||||
| Naher und Mittlerer Osten und Asien | 7.650 | 2.154 | 8.781 | 2.396 | ||||||||||||||||||||
| Ausbuchungen und Sonstiges | 394 | (334 | ) | 233 | (101 | ) | ||||||||||||||||||
| Betriebsergebnis vor Steuern | 5.222 | 7.795 | ||||||||||||||||||||||
| Konzern und Sonstiges | - | (587 | ) | - | (628 | ) | ||||||||||||||||||
| Zinserträge(1) | - | 22 | - | 23 | ||||||||||||||||||||
| Zinsaufwendungen(1) | - | (234 | ) | - | (267 | ) | ||||||||||||||||||
| Belastungen und Gutschriften | - | (439 | ) | - | - | |||||||||||||||||||
| $ | 27.731 | $ | 3.984 | $ | 35.939 | $ | 6.923 | |||||||||||||||||
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind. | ||||||||||||||||||||||||
Ergänzende Informationen | ||
1) | Wie ist ein Rückgang der operativen Marge definiert? | |
| Der Rückgang der operativen Marge entspricht dem Verhältnis der Änderung des Betriebsergebnisses vor Steuern zur Änderung des Umsatzes. | ||
2) | Wie hoch war die operative Marge vor Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge im dritten Quartal 2015? | |
| Die operative Marge vor Steuern betrug 18,0 Prozent. Die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 31 Prozent, und die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 35 Prozent. | ||
3) | Wie hoch war die Umsatzrendite vor Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge in den ersten neun Monaten 2015? | |
| Die Umsatzrendite vor Steuern betrug 18,8 Prozent, und die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 31 Prozent. | ||
4) | Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im dritten Quartal 2015? | |
| Der freie Cashflow von 1,7 Milliarden US-Dollar, inklusive Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 150 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im dritten Quartal 2015 170 Prozent. | ||
5) | Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften in den ersten neun Monaten 2015? | |
Der freie Cashflow von 4,2 Milliarden US-Dollar, inklusive Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 605 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften in den ersten neun Monaten 2015 etwa 119 Prozent. | ||
6) | Was sind die Erwartungen für Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2015? | |
| Schlumberger erwartet für 2015 Investitionskosten (mit Ausnahme von Multiclient- und SPM-Anlagen) in Höhe von 2,5 Milliarden US-Dollar. | ||
7) | Was war in „Zinsen und sonstige Erträge, netto” für das dritte Quartal 2015 enthalten? | |
| Die „Zinsen und sonstige Erträge” für das dritte Quartal 2015 lagen bei 60 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 47 Millionen US-Dollar und Zinserträgen in Höhe von 13 Millionen US-Dollar zusammen. | ||
8) | Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das dritte Quartal 2015 auszuweisen? | |
Zinserträge in Höhe von 13 Millionen US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um eine Million. Die Zinsausgaben in Höhe von 86 Millionen US-Dollar blieben gegenüber dem Vorquartal unverändert. | ||
9) | Was ist der Unterschied zwischen dem „Betriebsergebnis vor Steuern” und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern? | |
| Der Unterschied besteht grundsätzlich in Posten, die sich auf den Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten sowie gewissen zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten. | ||
10) | Wie hoch war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften für das dritte Quartal 2015? | |
Der ETR für das dritte Quartal 2015 lag bei 20,0 Prozent, im Vergleich zu 21,1 Prozent im zweiten Quartal 2015. | ||
11) | Wie viele Stammaktien waren zum 30. September 2015 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber dem letzten Quartal? | |
| Mit Stand vom 30. September 2015 gab es 1,261 Milliarden im Umlauf befindliche Stammaktien. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 30. September 2015 bis zum 30. September 2015. | ||
| (Angaben in Millionen) | ||
| Zum 30. Juni 2015 im Umlauf befindliche Aktien | 1.265 | ||
| An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien | - | ||
| Übertragung von Belegschaftsaktien | - | ||
| Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien | 2 | ||
| Aktienrückkaufprogramm | (7 | ) | |
| Zum 30. September 2015 ausgegebene Aktien | 1.261 | ||
12) | Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien während des dritten Quartals 2015 und im zweiten Quartal 2015, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien bei voller Verwässerung abgeglichen? | |
| Das gewichtete Mittel ausstehender Aktien während des dritten Quartals 2015 und des zweiten Quartals 2015 betrug 1,272 bzw. 1,280 Milliarden. Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung. | ||
| (Angaben in Millionen) | |||||||||
Drittes Quartal |
Zweites Quartal | ||||||||
| Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien | 1.265 |
| 1.269 | ||||||
| Angenommene Ausübung von Aktienoptionen | 3 |
| 7 | ||||||
| Gesperrte Belegschaftsaktien | 4 |
| 4 | ||||||
| Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung | 1.272 |
| 1.280 | ||||||
13) | Wie hoch waren die Multiclient-Verkäufe im dritten Quartal 2015? | |
| Die Multiclient-Verkäufe einschließlich Übertragungsgebühren betrugen im dritten Quartal 2015 60 Millionen US-Dollar und im zweiten Quartal 2015 84 Millionen US-Dollar. | ||
14) | Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des dritten Quartals 2015? | |
| Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des dritten Quartals 2015 betrug 910 Millionen US-Dollar. Zum Ende des zweiten Quartals 2015 betrug er 514 Millionen US-Dollar. | ||
Über Schlumberger
Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationen für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie weltweit. Mit etwa 105.000 Mitarbeitern aus über 140 verschiedenen Nationen, die in mehr als 85 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und Dienstleistungspalette, von der Exploration bis hin zur 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 Milliarden US-Dollar ausgewiesen. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.
* Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
Fußnoten
Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 16. Oktober 2015 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Mitteilung und der Geschäftsprognose. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr (US Central Time), das heißt um 9:00 Uhr (Eastern Time) und 14.00 Uhr MEZ. Um an dieser 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) 234-9960 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call”. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 16. November 2015 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1 (800) 475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1 (320) 365-3844 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 365406 ein.
Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum 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 bis zum 31. Dezember 2015 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.
Dieser Ergebnisbericht für das dritte Quartal 2015 und die Ergänzenden Informationen (Supplemental Information), sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; erhöhte Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geografischen Regionen in den einzelnen Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und die Steigerung der Förderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien; Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie; Geschäftsstrategien der Schlumberger-Kunden; Integration von Cameron in unser Unternehmen; erwartete Vorteile der Cameron-Transaktion; Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger; die zukünftige globale Wirtschaftslage; sowie zukünftige Ergebnisse des operativen Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten, unter anderem: die Weltwirtschaftslage; Veränderungen der Ausgaben für die Exploration und Förderung bei den Kunden von Schlumberger; Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl- und Erdgas; allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Gegebenheiten in entscheidenden Regionen der Welt, unter anderem in Russland und in der Ukraine; Preiserosionen; Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren; betriebliche Verzögerungen; Förderungsrückgänge; Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Öl- und -Gas-Exploration offshore, radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz; die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden; Erfüllung der Abschlussbedingungen der Cameron-Fusion; das Risiko, dass die vorgesehene Cameron-Fusion nicht erfolgt; negative Auswirkungen der Anhängigkeit der erwogenen Cameron-Fusion; die Möglichkeit, dass die fusionierten Unternehmen nach dem Abschluss der Cameron-Fusion nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden; die Möglichkeit, dass entscheidende Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben; Aufwendungen für die Fusion; sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das dritte Quartal 2015 und den Ergänzenden Informationen, unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K und anderen Einreichungen bei der 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.
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