Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute die Ergebnisse für das zweite Quartal 2017 ausgewiesen.

      (Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2017     31. März 2017     30. Juni 2016 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 7.462 USD 6.894 USD 7.164 USD 8 % 4 %
Betriebsergebnis vor Steuern 950 USD 757 USD 747 USD 25 % 27 %
Operative Marge vor Steuern 12,7 % 11,0 % 10,4 % 175 bps 231 bps
Nettogewinn/(-verlust) (GAAP-Grundlage) (74 USD ) 279 USD (2.160 USD ) n. a. n. a.
Nettoertrag, ohne Belastungen und Gutschriften* 488 USD 347 USD 316 USD 41 % 54 %
Verwässerter Gewinn/(Verlust) je Aktie (GAAP-Grundlage) (0,05 USD ) 0,20 USD (1,56 USD ) n. a. n. a.
Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Belastungen und Gutschriften* 0,35 USD 0,25 USD 0,23 USD 40 % 52 %
 
*Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.
n. a. = nicht aussagekräftig

Paal Kibsgaard, Chairman und CEO bei Schlumberger erklärte: „Unser Umsatz im zweiten Quartal war 8 % höher als im Vorquartal, während das operative Ergebnis vor Steuern sich um 25 % erhöhte und der Gewinn pro Aktie sich um 40 % steigerte. Abgesehen von saisonalen Effekten ist der Umsatz in allen unseren Gruppen und Bereichen gestiegen.

Unser Umsatz in Nordamerika stieg um 18 % im Anschluss an den schnellen Einsatz unserer inaktiven Kapazitäten im Bereich des Hydraulic Fracturing, da die Aktivitäten auf dem Landmarkt während des zweiten Quartals weiter anstiegen, was teilweise durch die anhaltende Offshore-Schwäche im Golf von Mexiko begünstigt wurde. Auf dem US-amerikanischen Landmarkt stieg der Umsatz im Vergleich zum Vorquartal um 42 %, wobei diese Quote fast doppelt so hoch ist, wie der Zuwachs der Anzahl der Bohrplattformen um 23 %, der vornehmlich durch den Umsatzanstieg um 68 % im Bereich des Hydraulic Fracturing angetrieben wurde, da die Aktivitäten im Bereich Completions intensiviert wurden und auch die Preisgestaltung sich fortlaufend verbessert hat. Auch der Umsatz auf dem US-amerikanischen Landmarkt im Bereich der Richtungsbohrungen war höher, da für längere Verzweigungen Drehsteuersysteme erforderlich sind und auch die fortschrittliche Bohrertechnologie die Bohrintensität gesteigert hat. Trotz der erheblichen Kosten in Verbindung mit der Reaktivierung der Ausrüstung erwirtschafteten alle unsere Produktlinien auf dem US-amerikanischen Landmarkt im zweiten Quartal einen Gewinn, der angetrieben wurde von einer höheren Preisfestsetzung, dem Gewinn von Marktanteilen, der verbesserten operativen Effizienz, der zeitnahen Hinzunahme von Ressourcen und der proaktiven Einbeziehung der Lieferketten.

Auf den internationalen Märkten stieg der Umsatz um 4 % gegenüber dem Vorquartal und wurde durch die neuerlichen Aktivitäten in Europa/GUS/Afrika nach dem Rückgang im Winter in Russland und in der Nordsee angeführt. In Lateinamerika konnte der höhere Umsatz durch die vermehrte Lagerstättencharakterisierung und die Bohraktivitäten auf dem mexikanischen und zentralamerikanischen GeoMarket sowie durch die gestiegenen, unkonventionellen Landaktivitäten in Argentinien gesteigert werden. Die Region Naher und Mittlerer Osten und Asien profitierten von einer saisonalen Erholung in China, vermehrten Aktivitäten in Südostasien und gestiegenen Aktivitäten im Bereich der integrierten Bohrdienstleistungen (Integrated Drilling Services, IDS) im Irak.

Bei den Geschäftssegmenten wurde das Wachstum im zweiten Quartal von den Gruppen Production und Drilling angeführt, wo der Umsatz gegenüber dem Vorquartal um 14 % bzw. 6 % angestiegen ist, da die Aktivitäten auf dem US-amerikanischen Landmarkt in den Bereichen Hydraulic Fracturing und Richtungsbohrungen gesteigert werden konnten. Die Gruppe Reservoir Characterization erzielte aufgrund der gestiegenen internationalen Aktivitäten über die saisonale Erholung in den Regionen Russland und GUS sowie der Nordsee hinaus ein Umsatzplus von 9 %. Auch der Umsatz der Cameron Group steigerte sich gegenüber dem Vorquartal um 3 % aufgrund des höheren Projektvolumens und der Produktverkäufe in den Bereichen Surface Systems und Valves & Measurement in Nordamerika.

Während der Ausblick für die Aktivitäten in Nordamerika für das zweite Halbjahr weiterhin robust bleibt, sehen wir jetzt vermehrt positive Signale an den internationalen Märkten in Form von gesteigerten Aktivitäten und neuen Projektplänen, die sich in zahlreichen GeoMarkets entwickeln. Die Stärkung der internationalen Märkte hat sich bisher auf die Landaktivitäten in Westsibirien und in den OPEC-Golfstaaten konzentriert, doch wir sehen jetzt eine erhöhte Anzahl an Offshore-Projekten, die für die Angebotsabgabe und die endgültige Investitionsentscheidung in vielen seichteren Gewässern der Welt vorbereitet werden.

In diesem Markt konzentrieren wir uns weiterhin darauf, unseren Kunden zu dienen und unsere Geschäftstätigkeiten voranzutreiben. In diesem Zusammenhang bauen wir auf unsere erfolgreichen Bemühungen der vergangenen drei Jahre in Bezug auf die Ausweitung unseres Technologie-Portfolios und auf eine erhöhte Anzahl an Zielmärkten auf. Wir sind weiterhin dabei, unsere Ausführungsmaschine zu verschlanken und Möglichkeiten zu finden, die Zusammenarbeit mit Neu- und Bestandskunden kooperativer und wirtschaftlicher zu gestalten.

Als Bestandteil dieser Ausrichtung haben wir gestern einen neuen Vertrag zum Erwerb einer Mehrheitskapitalbeteiligung an der Eurasia Drilling Company (EDC) angekündigt. Auf diese Weise weiten wir unsere erfolgreiche langfristige Beziehung mit EDC im Rahmen der strategischen Allianz aus, die wir im Jahr 2011 unterzeichnet haben. Der Abschluss dieses Geschäfts unterliegt der Genehmigung durch den föderalen Antimonopoldienst von Russland.

Auch in Bezug auf den Abschluss des Joint Venture-Geschäfts mit OneStimSM im zweiten Halbjahr dieses Jahres halten wir weiterhin unseren Zeitplan ein. Durch dieses Geschäft können wir unsere Erholung im Bereich der unkonventionellen Aktivitäten auf dem US-amerikanischen Festland weiter kapitalisieren. Gleichzeitig bieten unsere zunehmenden Investitionen in das Schlumberger Production Management über die neuen Projekte mit OneLNG, YPF und NNPC sowie FIRST E&P nicht nur zusätzliche kurzfristige Möglichkeiten für verschiedene Produktlinien, sondern auch eine langfristige Basis mit hervorragenden Renditen über den vollen Zyklus hinweg für das gesamte Unternehmen.

Auf Basis dieser Geschäfte bleiben wir weiterhin optimistisch in Bezug auf die Zukunft von Schlumberger und beobachten auf diese Weise mithilfe eines flexiblen Ansatzes Form und Geschwindigkeit der Erholung des aufstrebenden Ölmarktes.“

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 5,5 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 72,34 US-Dollar für insgesamt 398 Millionen US-Dollar zurück.

Am 31. Mai 2017 gingen Schlumberger und Production Plus ein Joint Venture zur Entwicklung der Technologie und Geschäftstätigkeiten von HEAL System™ ein. Die HEAL System-Technologie wurde zur Verringerung der Produktionskosten durch die Abschwächung der Herausforderungen im Produktionsbereich entwickelt, die im Allgemeinen bei horizontalen Bohrungen bei unkonventionellen Ressourcengebieten zu finden sind.

Am 29. Juni 2017 haben Schlumberger, die Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) und FIRST E&P einen Vertrag zur Entwicklung der Anyala- und Madu-Felder im Offshore-Bereich von Nigeria unterzeichnet. Im Rahmen dieses Vertrags wird Schlumberger die erforderlichen Sach- und Kapitaldienste für die Projektentwicklung bis zur ersten Ölförderung liefern.

Am 19. Juli 2017 stimmte der Vorstand (das Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 US-Dollar je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 13. Oktober 2017 an zum 6. September 2017 eingetragene Aktieninhaber.

Am 20. Juli 2017 hat Schlumberger eine Vereinbarung zur Übernahme einer Mehrheitsbeteiligung (51 %) an EDC angekündigt. Der Abschluss dieses Geschäfts unterliegt der Genehmigung durch den föderalen Antimonopoldienst von Russland.

Konsolidierter Gewinn nach geografischem Gebiet

  (Angaben in Mio.)
  Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2017     31. März 2017     30. Juni 2016 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Nordamerika 2.202 USD 1.871 USD 1.737 USD 18 % 27 %
Lateinamerika 1.039 952 1.007 9 % 3 %
Europa/GUS/Afrika 1.750 1.652 1.948 6 % -10 %
Naher und Mittlerer Osten sowie Asien 2.347 2.319 2.404 1 % -2 %
Ausbuchungen und Sonstiges 124 100 68 n. a. n. a.
7.462 USD 6.894 USD 7.164 USD 8 % 4 %
 
Umsätze in Nordamerika 2.202 USD 1.871 USD 1.737 USD 18 % 27 %
Internationale Umsätze 5.136 USD 4.922 USD 5.359 USD 4 % -4 %
n. a. = nicht aussagekräftig

Die Umsätze im zweiten Quartal in Höhe von 7,5 Milliarden US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um 8 %, wobei der Umsatz in Nordamerika um 18 % und der internationale Umsatz um 4 % stieg.

Nordamerika

In Nordamerika ist der Umsatz gegenüber dem Vorquartal um 18 % im Anschluss an den beschleunigten Einsatz freier Kapazitäten gestiegen, da die unkonventionellen Landaktivitäten während des Quartals angezogen haben. Der Umsatz auf dem US-amerikanischen Landmarkt stieg im Vergleich zum Vorquartal um 42 %, wobei diese Quote fast doppelt so hoch ist, wie das Wachstum der Anzahl der Bohrplattformen um 23 %, der vornehmlich durch den Umsatzanstieg um 68 % im Bereich des Hydraulic Fracturing angetrieben wurde, da die Aktivitäten im Bereich Completions intensiviert wurden und auch die Preisgestaltung sich fortlaufend verbessert hat. Auch der Umsatz auf dem US-amerikanischen Landmarkt im Bereich der Richtungsbohrungen war höher, da für längere Verzweigungen und für das Design der Bohrlöcher Drehsteuersysteme erforderlich sind und auch die fortschrittliche Bohrertechnologie die Bohrintensität angetrieben hat. Höhere Produktumsätze im Bereich Cameron Valves & Measurement und eine erhöhte Aktivität bei Cameron Surface Systems leisteten ihren Beitrag zu dieser starken finanziellen Performance. Das Wachstum auf dem US-amerikanischen Landmarkt wurde jedoch teilweise durch die frühlingsbedingte Erwärmung in Westkanada und den geringeren Offshore-Umsatz ausgeglichen.

Internationale Gebiete

Der Umsatz in der Region Lateinamerika stieg gegenüber dem Vorquartal um 9 % aufgrund einer starken Performance in Mexiko durch die Gruppen Reservoir Characterization und Drilling an. Auch der Umsatz in Argentinien war dank der unkonventionellen Landaktivitäten höher, während die Aktivitäten in Brasilien und Venezuela weiterhin schwach blieben. Aufgrund der geringeren Produktion des Projekts Schlumberger Production Management (SPM) Shushufindi sank der Umsatz in Ecuador. Die Auswirkungen hiervon wurden jedoch größtenteils durch erhöhte Ölexploration in Kolumbien ausgeglichen.

Der Umsatz in der Region Europa/GUS/Afrika erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal um 6 %, da die Aktivitäten sich im Anschluss an die Abschwächung über den Winter hinweg in den Regionen Russland und GUS sowie in der Nordsee wieder erholt haben. Der gestiegene Umsatz in der Region Russland und GUS wurden durch den Beginn der Kampagnen der Offshore-Explorationsbohrungen in Sachalin, Astrachan und Kasachstan trotz der Anpassung Russlands an die Drosselungsverpflichtungen der OPEC angetrieben. Die vermehrte Aktivität in der Nordsee war auf die gestiegenen Bohrungsaktivitäten des VK und Norwegens aufgrund der höheren Anzahl der Bohranlagen zurückzuführen. Der GeoMarket in Subsahara-Afrika blieb relativ unverändert, da eine Stabilisierung der Anzahl an Bohranlagen in Anbetracht einer Erholung auf dem Festland und ersten Anzeichen von Kunden, die Aktivitäten im Bereich der wesentlichen Offshore-Projekte wieder aufzunehmen, einsetzte.

Der Umsatz in den Regionen Naher und Mittlerer Osten und Asien stieg gegenüber dem Vorquartal um 1 %, was im Wesentlichen auf eine saisonale Erholung der Aktivitäten im Bereich SPM und der Abschlüsse in China zusätzlich zu einer erhöhten Aktivität in Vietnam und Thailand zurückzuführen war. Auch der Umsatz im Irak war aufgrund von IDS-abweichenden Bohrlöcher-Projekte im Süden höher, während in Ägypten weitere Fortschritte bei den frühzeitigen Förderprojekten in Verbindung mit Produktverkäufen erzielt werden konnten, die den Umsatz ansteigen ließen. Diese Steigerungen wurden jedoch teilweise durch einen Umsatzrückgang in Kuwait im Anschluss an den Abschluss des seismischen Akquisitionsprojekts von WesternGeco auf dem Festland und durch einen geringeren Umsatz in Indien aufgrund der Monsoon-Saison ausgeglichen, die die Bohraktivitäten beeinträchtigte.

Die Gruppen Reservoir Characterization

    (Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2017     31. März 2017     30. Juni 2016 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 1.759 USD 1.618 USD 1.586 USD 9 % 11 %
Betriebsergebnis vor Steuern 299 USD 281 USD 268 USD 7 % 12 %
Operative Marge vor Steuern 17,0 % 17,3 % 16,9 % -34 bps 13 bps

Der Umsatz der Gruppe Reservoir Characterization in Höhe von 1,8 Milliarden US-Dollar, der zu 78 % auf internationalen Märkten erzielt wurde, erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal um 9 % aufgrund der gestiegenen Verkäufe von seismischen Multiclient-Lizenzen durch WesternGeco, dem weiteren Fortschritt von Testing & Process bei frühzeitigen Förderprojekten im Mittleren und Nahen Osten und durch gestiegene Drillstem-Testaktivitäten in den Vereinigten Arabischen Emiraten. Auch der Umsatz von Wireline konnte aufgrund der saisonalen Aktivität eine Erholung in den Regionen Russland und GUS sowie in der Nordsee verzeichnen. Hierzu trug auch das Start-Up von Offshore-Explorationsprojekten auf dem GeoMarket von Subsahara-Afrika bei.

Die operative Marge vor Steuern in Höhe von 17 % blieb gegenüber dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert, da der erhöhte Beitrag durch die Steigerung bei den Explorationstätigkeiten von Wireline durch die geringere Rentabilität im Bereich Testing & Process aufgrund der gestiegenen Projektkosten ausgeglichen wurde.

Die Ergebnisse der Reservoir Characterization Group wurden durch die Tätigkeiten des Integrated Services Management (ISM) verbessert. Speziell ausgebildete Projektmanager bieten hier Organisation, Planung und Koordination der Aktivitäten für die an einem Projekt beteiligten Schlumberger-Produktlinien. Die Ergebnisse im zweiten Quartal wurden ferner durch neue Technologiebereitstellungen und Auftragsvergaben aufgewertet.

In Vietnam führte Idemitsu eine Explorationsbohrung mit Erfolg durch, die wesentlich unter dem Budget lag. Schlumberger hat für dieses Projekt fünf Aufträge erhalten, und ein ISM-Manager wurde für die Koordinierung der Dienste von Schlumberger bereitgestellt. Das Drilling- und Datenerfassungsprogramm wurde optimiert, um die Ziele für die Bohrlöcher bei gleichzeitiger Minimierung der Gesamtkosten für die Exploration der Bohrlöcher zu erreichen. Der Aufbau des Pressure-while-Drilling-Service für Drilling & Measurements StethoScope* und die Multifunktions-Logging-while-Drilling-Servicetechnologie von EcoScope*† für die Reservoir-Bewertung wurden erfolgreich bei den 12¼-in bzw. den 8½-in Bohrlöchern durchgeführt. Die enge Zusammenarbeit zwischen Schlumberger und dem Kunden führte zum Abschluss des Bohrloches ohne Zwischenfälle.

Sirius Petroleum, eine Investmentgesellschaft die sich auf die Exploration von Öl und Gas und die Entwicklungsmöglichkeiten in Nigeria konzentriert, hat Schlumberger einen Auftrag für ISM-Operationen im Ororo-Feld mit mehreren Bohrlöchern erteilt. Der Auftrag, der später im Jahr 2017 beginnen wird, umfasst direktionale Bohrungsservices, Logging, den Abschluss und Produktionsflüssigkeiten, Betonierungs- und Pump-Services, Bohrlocheingriffe und Stimulierungsprodukte und -services, Bohrloch-Test-Services, Kommunikations-, Daten- und Software-Lösungen für Bohrstätten sowie Bohrtürme und Produktionsbäume von Cameron.

Testing & Process nutzte vor der Küste von Ägypten eine Kombination von Technologien für die Belayim Petroleum Company (Petrobel), um einen Fördertest der ersten Einschätzungsbohrung der Zohr-Erschließung im Shorouk-Block abzuschließen. Gearbeitet wurde bei einer Wassertiefe von 1.450 m, und zur Fördertestkette zählte ein SenTREE-3*-Untersee-Testbaum und Muzic*-Technologie für drahtlose Telemetrie, durch die die Systeme SCAR* für die Entnahme von unabhängigen Inline-Reservoirflüssigkeiten und Quartet* für Downhole-Reservoirtests aktiviert wurden. Zu den weiteren Technologien gehörten das hochdichte Isoliersystem für Reservoirmessungen CERTIS*, die intelligente ferngesteuerte Zweiventiltechnologie IRDV* und Signature*-Quartzmessgeräte. Durch den Einsatz der Bohrtest-Datenüberwachung in Echtzeit und Kooperations-Software Testing Manager* war eine Transientenanalyse und Optimierung des Bohrtestprogramms in Echtzeit möglich.

Im Oman setzte Schlumberger eine Kombination von Technologien für das Petroleum Development Oman (PDO) zur Steigerung der Produktivität in sieben Bohrlöchern im Sadad North-Feld ein. Die Technologien umfassten einen rückholbaren, hydraulisch betriebenen QUANTUM RH* Produktions-Packer für Offshore-Zwecke und automatische SXAR Gun-Release-Systeme für Testing & Process, um einen integrierten „Shoot and Drop“-Fertigstellungsvorgang zu schaffen, der in einem einzigen Arbeitsgang ausgeführt werden kann. Die QUANTUM RH-Packer-Technologie fängt den starken Schlag ab, der während der Perforationsvorgänge entsteht und ermöglicht eine leichte Erholung. Der Kunde erhöhte die Produktion durchschnittlich um 200 m3/Tag an Öl pro Bohrloch und sparte insgesamt 700.000 US-Dollar an damit verbundenen Kosten für alle sieben Bohrlöcher.

Vor der Küste Indiens setzte Wireline eine Kombination von Technologien zur Produktionssteigerung und zur Verringerung des Wasseranteils in einem Bohrloch für Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) ein. Die Daten wurden mithilfe des PLT*-Produktions-Logging-Tools und PressureXpress*-Reservoir-Druck erfasst, während der Logging-Service zur Entwicklung des Überarbeitungsprogramms beigetragen hat. Demzufolge konnte der Kunde die Produktion auf 6.100 Barrel/Tag von den ursprünglichen 892 Barrel/Tag erhöhen und den Wasseranteil auf 2 % von den ursprünglichen 7,7 % verringern.

In Kuwait hat Wireline eine Saturn* 3D-Radialsonde für die Kuwait Oil Company in einem Explorationsbohrloch in einem extrem engen kreidehaltigen Karbonatreservoir eingesetzt. Die Sondentechnologie von Saturn positioniert selbstabdichtende Anschlüsse gegen die Bohrlochwand, um Reservoir-Flüssigkeiten optimal abzusaugen. Der Kunde hat 14 Tage Förderzeit eingespart, was einer Summe in Höhe von 672.000 US-Dollar entspricht.

In Russland hat Software Integrated Solutions (SIS) einen technologischen Partnerschaftsvertrag mit dem Gazpromneft Scientific Technology Centre abgeschlossen, um eine kontextbezogene Anleitung für Guru* und Support-Software für die Petrel* E&P-Software-Plattform zu erhalten. Die Software ermöglicht es Fachleuten, zusammenzuarbeiten und die bestmöglichen Entscheidungen von der Exploration bis zur Produktion zu treffen. Der Kunde profitiert von einem 3D-Standard-Modellierungsprozess, der eine Zeitersparnis von 90 % verglichen mit einem konventionellen Workflow bietet.

In Norwegen hat Aker BP ASA einen Vierjahres-Rahmenvertrag mit der Option, zwei Jahre zu verlängern, mit Schlumberger für den Erwerb von seismischen 4D-Daten über die Felder Alvheim, Bøyla, Skarv/Snadd und and Ula im norwegischen Bereich der Nordsee abgeschlossen. Die Untersuchung wird 2017 durchgeführt und die isometrische, seismische Meerestechnologie IsoMetrix* einsetzen. Die Verarbeitung der 4D- und 3D-Daten der Untersuchungen von Alvheim und Skarv wird am WesternGeco Stavanger Geosolutions-Center durchgeführt.

WesternGeco hat den Zuschlag für mehrere seismische Untersuchungsaufträge für die Bereitstellung der Punkt-Empfänger seismischen Meerestechnologie von Q-Marine* mit der CLA*-Continuous Line Acquisition-Methode erhalten. Repsol Exploracion Guyana, S.A. hat WesternGeco mit einer 4.000-km2-Offshore-Untersuchung in Guyana in der Nähe der jüngsten wesentlichen Ölfundstellen beauftragt. Darüber hinaus hat Tullow WesternGeco zwei Aufträge gegeben – einen für die 3D-Offshore-Untersuchung von 2.150-km2 in Guyana und den zweiten für die Datenverarbeitung eines kürzlich erworbenen Datensets in Uruguay. Die Daten aus Uruguay werden am WesternGeco Gatwick Geosolutions-Center mithilfe der Prestack-Tiefenmigration und einem Breitband-Bearbeitungsablauf verarbeitet.

BP hat WesternGeco mit der Datenverarbeitung und mit einer State-of-the-Art, ultrahoch-Dichte bildgebenden Meeresbodenuntersuchung beauftragt, die vom Clair Ridge-Feld, West of Shetland im VK, erworben wird. Die Untersuchung bildet die Basis für künftige 4D-Zeitraffer-Studien von diesem Bereich und beinhaltet die Geschwindigkeits-Modellbildung sowie die Mehrkomponentenverarbeitung und bildgebende Technologien.

Drilling Group

    (Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2017     31. März 2017     30. Juni 2016 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 2.107 USD 1.985 USD 2.034 USD 6 % 4 %
Betriebsergebnis vor Steuern 302 USD 229 USD 171 USD 32 % 77 %
Operative Marge vor Steuern 14,3 % 11,5 % 8,4 % 278 bps 594 bps

Die Umsätze der Drilling Group in Höhe von 2,1 Milliarden US-Dollar, von denen 74 % aus den internationalen Märkten stammen, stiegen gegenüber dem Vorquartal um 6 % aufgrund der saisonalen Erholung in Russland und GUS und den Nordsee-Regionen, sowie durch die starken Aktivitäten im Bereich der Richtungsbohrungen auf dem US-amerikanischen Landmarkt, die am meisten von den Produktlinien der Drilling Group profitieren konnten. Die Nachfrage nach der Technologie der Richtungsbohrungen auf dem US-amerikanischen Landmarkt war höher, da für längere Verzweigungen und für das Design der Bohrlöcher fortschrittliche Drehsteuersysteme erforderlich sind und auch die innovative Bohrertechnologie die Bohrintensität angetrieben hat. Diese Zunahmen wurde teilweise aufgrund der frühlingsbedingten Erwärmung in Westkanada und der geringeren Offshore-Aktivitäten am US-Golf von Mexiko ausgeglichen.

Die Umsatzrendite vor Steuern in Höhe von 14 % stieg gegenüber dem Vorquartal um 278 Basispunkte aufgrund der vermehrten Verbesserungen im Bereich von Volumen und Preisgestaltung durch die gestiegene Annahme von Drilling & Measurements- und Bits & Drilling Tools-Technologien auf dem US-amerikanischen Landmarkt, auch wenn dies teilweise durch den Preisdruck am Golf von Mexiko und auf den internationalen Märkten wieder ausgeglichen wurde.

Die Ergebnisse der Drilling Group im zweiten Quartal wurden durch eine Kombination der Aktivitäten von IDS gestärkt, die Projektmanagement, Konstruktionstechnik und Kapazitäten zur technischen Optimierung bieten. Die Ergebnisse der Gruppe wurden außerdem durch neue Technologiebereitstellungen und Auftragsvergaben aufgewertet.

In Russland hat LUKOIL Schlumberger einen Dreijahres-IDS-Auftrag für 139 Bohrlöcher in Westsibirien erteilt. Der Arbeitsumfang beinhaltet Technologien und Dienstleistungen von Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools, M-I SWACO, Completions, und SIS.

Im Oman hat Petrogas Kahil Schlumberger einen IDS-Auftrag für ein Jahr in Höhe von 20 Millionen US-Dollar für drei Explorationsbohrungen in Block 55 erteilt. Dies beinhaltet die Bereitstellung von zahlreichen Schlumberger-Technologien, wie gerändelte Diamantmeißel Bits & Drilling Tools AxeBlade*, die Drehsteuersysteme für Vertikalbohrungen Drilling & Measurements PowerV* und die modularen Kompaktbohrlochanlagen Surface Systems SOLIDrill*. Die Arbeiten für das erste Bohrloch werden im zweiten Quartal 2017 beginnen.

In Bahrain hat IDS einen Auftrag für zwei Offshore-Explorationsbohrlöcher mit einer optionalen Verlängerung für sechs Monate von der Bahrain Petroleum Company (BAPCO) erhalten. Der Vertrag umfasst Produkte und Dienstleistungen im Bereich Reservoir Characterization, Drilling, Production und Cameron Groups. Der Auftrag beinhaltet eine Reihe von Technologien wie das angetriebene Drehsteuersystem PowerDrive vorteX*, die quantitative Trennanalyse und den bildgebenden Service GeoFlex*, das modulare Offshore-Stimulationssystem FlexSTIM* und das hochdichte Isoliersystem für Reservoirmessungen CERTIS*. Der Betrieb begann im ersten Quartal 2017.

SCS Corporation Ltd., eine Tochtergesellschaft von Hyperdynamics Corporation, hat Schlumberger einen Drilling-Rahmendienstleistungsauftrag für die Fatala-1-Offshore-Tiefseeerkundungsbohrlöcher der Republik Guinea erteilt. Der Auftrag umfasst Bohrlochmessungen, Measurement- und Logging-while-Drilling, Bohrspülungen und die Feststoffkontrolle, Downhole-Zementierung, Schlammmessungen, Drillbits und Räumer sowie Contigency-Angelausrüstung und -Services. Schlumberger stellt auch einen IDS-Projektmanager bereit, und die Bohrungen werden im dritten Quartal 2017 beginnen.

Im Golf von Mexiko hat die Drilling Group eine Kombination von Technologien für Shell eingesetzt, um die Bohrungen an einer anspruchsvollen Salzformation im Green Canyon Block zu optimieren. Bohrungen durch Salz schaffen sehr hohe Drehmomente und Schwankungen, die zu einem niedrigen Durchdringungsgrad (Rates of Penetration, ROP) oder Werkzeugausfällen führen können. Die Technologien umfassen das Drehsteuersystem Drilling & Measurements PowerDrive Orbit* und das geränderte Diamantenelement Bits & Drilling Tools AxeBlade. Demzufolge war der Kunde der erste, der in einem Zeitraum von 24 Stunden am Golf von Mexiko mehr als 5.353 Fuß gebohrt hat und in der Lage war, im 16½-Inch-Bereich sieben Tage einzusparen.

In Oklahoma hat Drilling & Measurements den mehrschichtigen Bed-Boundary-Erkennungsservice PeriScope HD* für die Casillas Petroleum Corporation eingesetzt, um das Risiko zu minimieren und die Bohrleistung bei den SCOOP-Aufgaben zu optimieren. Mit seiner Fähigkeit, mehrere Formationsschichten und Positionen von Flüssigkeitsgrenzen aufzudecken, hat der PeriScope HD-Service eine fortschrittliche Bohrlochplatzierung durch eine Reservoir-Darstellung in Echtzeit in einer Formation ermöglicht, die von oben bis unten wenig Kontrast gezeigt hat. Demzufolge war der Kunde in der Lage, 100 % der seitlichen Führung in der Zone zu platzieren und hat so mögliche Kosten für Lost-in-Hole und Sidetracks vermieden.

Im britischen Bereich der Nordsee hat Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für einen großen Betreiber eingesetzt, um die Drilling-Performance bei anspruchsvollen Bohrlochbedingungen zu verbessern. Die Kombination des Drilling-Intelligence-Service in Echtzeit OptiDrill* und des Drehsteuersystems PowerDrive Xceed* hat die Technologie-Performance durch die Verringerung der Anzahl der Bits von fünf auf eins optimiert. So hat der Kunde rund 10 Tage an Bohrzeit gespart, was einem Betrag in Höhe von 2,4 Millionen US-Dollar entspricht.

Auf dem nordamerikanischen Landmarkt haben Bits & Drilling Tools die Bohrspitzentechnologie mit Diamantelementen AxeBlade bei vier Bohrlöchern für einen Kunden eingesetzt, um die Herausforderungen beim Bohren im Schiefergebiet Bakken zu meistern. Die Formation ist durch in starkem Maße eingebetteten Sandstein sowie durch Schiefer- und Kalksteinintervalle mit unterschiedlicher Druckfestigkeit gekennzeichnet, die die Drilling-Performance begrenzen können. Der Kunde konnte 52 Stunden zwischen den Bohrlöchern einsparen. Darüber hinaus hat die Bit-Technologie AxeBlade den 24-Stunden-Rekord des Kunden an Filmmaterial zweimal über dasselbe Intervall hinweg übertroffen.

In Kolumbien nutzte Bits & Drilling Tools die rollende, polykristalline Diamant-Bit (Polycrystalline Diamond Compact, PDC) Cutter-Technologie ONYX 360*, um Drilling-Herausforderungen für Equion Energy im Llanos-Becken zu überwinden. Die Cutter-Technologie ONYX 360 lieferte eine erhöhte Bit-Haltbarkeit während des Drilling über drei verschiedene Druckfestigkeitsformationen. Die Penetrationsrate (Rate of Penetration, ROP) war 3,5 Mal so hoch verglichen mit Offset-Durchläufen in denselben Formationen. Der Kunde sparte nahezu 3 Millionen US-Dollar bei den Betriebskosten.

In China hat Bits & Drilling Tools eine Kombination von Technologien für PetroChina eingesetzt, um im Halahatang-Feld ein gebogenes 9½-Inch-Bohrloch, eingebettet in Kalkstein und Schiefer zu bohren. Diese anspruchsvolle Geologie erfordert in der Regel zwei bis drei konventionelle Drillbits, um die Zieltiefe unter härtesten Schock- und Vibrationsbedingungen zu erreichen. Eine Kombination der abnutzungsresistenten und höchst belastungsfähigen PDC-Cutter-Technologie und der Technologie mit konischen Diamantelementen Stinger* hat die Gesamttiefe in einem Arbeitsgang gebohrt. So sparte der Kunde 10 Tage an Bohrtätigkeit, was einer Summe in Höhe von 150.000 US-Dollar entspricht.

In Norwegen hat M-I SWACO die automatisierte Tankreinigungstechnologie ATC* für Statoil eingesetzt, um Gesundheits-, Sicherheits- und Umweltrisiken für die Versorgungsschiffe zu verringern. Die durchschnittliche monatliche Performance auf der Grundlage von 25 Booten und 150 Tanks verringerte den beschränkten Flächenzugang um mehr als 500 Stunden monatlich und konnte die Arbeit zu Spitzenzeiten um 225 Stunden monatlich reduzieren. Darüber hinaus hat die ATC-Tankreinigungstechnologie den Wasserverbrauch pro Monat um 80 % reduziert, während gleichzeitig ein höheres Maß an Reinigung verglichen mit dem manuellen Verfahren erzielt werden konnte. Demzufolge hat der Kunde rund 500.000 US-Dollar monatlich eingespart, seitdem die Technologie im April 2016 übernommen wurde.

Production Group

    (Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2017     31. März 2017     30. Juni 2016 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 2.496 USD 2.187 USD 2.121 USD 14 % 18 %
Betriebsergebnis vor Steuern 221 USD 110 USD 82 USD 101 % 170 %
Operative Marge vor Steuern 8,9 % 5,0 % 3,9 % 382 bps 499 bps

Die Umsätze der Production Group in Höhe von 2,5 Milliarden US-Dollar, von denen 59 % aus den internationalen Märkten stammten, war gegenüber dem Vorquartal 14 % höher, und zwar hauptsächlich bedingt durch die starken Aktivitäten im Bereich Hydraulic Fracturing und einer nachhaltigen Preiserholung auf dem nordamerikanischen Landmarkt, da die Completions-Aktivitäten intensiviert wurden und die Frakturierungsabschnitte um 26 % stiegen. Auf dem US-amerikanischen Landmarkt ist der Umsatz gegenüber dem Vorquartal um 68 % durch den beschleunigten Einsatz freier Kapazitäten gestiegen, da die unkonventionellen Landaktivitäten während des Quartals angezogen haben. Auch der internationale Umsatz war aufgrund der Erholung der saisonalen Aktivitäten in China und in der Region Russland und GUS höher, während der Umsatz in Argentinien durch die unkonventionellen Landaktivitäten stieg. SPM hat eine Steigerung aus der saisonalen Erholung in China gegenüber dem Vorquartal ausgewiesen, auch wenn diese teilweise durch den Umsatzrückgang in Ecuador aufgrund der geringeren Produktion aus dem SPM Shushufindi-Projekt ausgeglichen wurde.

Die Umsatzrendite von 9 % stieg um 382 Basispunkte gegenüber dem Vorquartal aufgrund der gestiegenen Aktivität und der Erholung der Preisgestaltung auf dem Landmarkt in Nordamerika. Trotz der erheblichen Kosten, die für die Reaktivierung mehrerer Flotten im zweiten Quartal angefallen sind, war das Hydraulic Fracturing-Geschäft zum ersten Mal seit dem ersten Quartal 2015 gewinnbringend. Auch die Marge wurde aufgrund der zunehmenden Vorteile aus der vertikalen Integration des Geschäfts mit den Druckpumpen erhöht.

Die Ergebnisse der Production Group profitierten vom Einsatz einer Reihe neuer Technologien sowie von Initiativen im Rahmen der Transformation.

Im Westen von Texas nutzte Well Services den Fracturing-Service BroadBand Sequence* zur Erhöhung der Förderung in einer horizontalen Bohrung in der Schieferformation Wolfcamp Shale. Nahezu ein Jahr nach dem Einsatz des BroadBand*-Service hat das Bohrloch im Vergleich mit der durchschnittlichen Förderung von drei Offset-Bohrlöchern 42 % mehr Kohlenwasserstoffe mit derselben lateralen Länge, der Anzahl der Abschnitte und dem Volumen von Stützmitteln und Flüssigkeiten produziert.

In Westtexas hat Schlumberger eine Kombination von Technologien für Manti Tarka Permian eingesetzt, um die Bohrlochkomplettierung in der Schieferformation Wolfcamp Shale zu optimieren. Zu diesen Technologien gehören die reservoirzentrierte Simulation-to-Production-Software Kinetix Shale*, Wireline ThruBit* für Aufzeichnungen durch die Bohrspitze und die akustische Scan-Plattform Sonic Scanner*. Daten von den Feldmessungen und der Modellierung haben zur Optimierung der Completion-Designs und zu einer Steigerung des Oberflächenbereichs von Hydraulic Fracturing von 60 % beigetragen. Der Kunden erreichte eine Verbesserung der Ölproduktion von 25 % verglichen mit Offset-Bohrlöchern im Feld.

Auf dem nordamerikanischen Landmarkt hat die künstliche Aufzugstechnik eine neue Benchmark für Geräte bei Schieferöl-Betrieb gesetzt. Die unkonventionelle, elektrische Tauchpumpentechnologie (Electrical Submersible Pump, ESP) REDA Continuum*, die für Herausforderungen im Zusammenhang mit horizontalen Bohrlöchern, wie Slug-Flüssigkeitsströmungen und schädlichen Feststoffen entwickelt wurde, übertrifft die Zuverlässigkeit von konventionellen ESPs. Die Continuum ESP-Technologie wurde seit der Einführung im September 2014 in mehr als 180 Arbeitsgängen installiert und hat eine Lebensdauer von 18 Monaten gezeigt, und somit die durchschnittliche Lebensdauer der Vergangenheit von sechs bis neun Monaten überholt.

In China setzte Well Services eine Kombination von Technologien bei zwei horizontalen Gasbohrlöchern in einer engen Sandsteinformation am Ordos-Becken ein, um die Produktion für PetroChina Company zu erhöhen. Der Einsatz des Local-Sand-Enabled Flow-Channel Fracturing-Service Salik* hat den Austausch von mehr als der Hälfte der keramischen Stützmittel ermöglicht, die normalerweise erforderlich sind, und er hat dazu beigetragen, Brüche mit hoher Leitfähigkeit im horizontalen Abschnitt zu schaffen. Aufgrund dieser kombinierten Technologien hat der Kunde eine Steigerung von 50 % bei der Gasförderung in jedem seiner Bohrlöcher gegenüber dem Plan zu erzielt. Darüber hinaus hat der Fracturing-Service Salik dazu beigetragen, die Gesamtkosten um 20 % zu verringern, was einer Summe in Höhe von 95.000 US-Dollar entspricht.

In Nordamerika hat es das Transformationsprogramm ermöglicht, die Zuverlässigkeit der Geräte zu verbessern und die Wartungskosten zu senken. Insbesondere das Center for Reliability and Efficiency in Denton, Texas, unterstützt das Feld durch die Überwachung der Ausrüstungsflotten von seinem Reliability Support Center aus, wo die Fähigkeiten im Bereich der prognostischen Gesundheitsüberwachung (Prognostic Health Monitoring, PHM) entwickelt wurden, um Bedenken im Bereich der Zuverlässigkeit der Ausrüstung vorherzusagen. PHM hat in den vergangenen 18 Monaten Einsparungen bei den Betriebskosten in Höhe von 10 Millionen US-Dollar erzielt.

Cameron Group

    (Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2017     31. März 2017     30. Juni 2016 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz 1.265 USD 1.229 USD 1.525 USD 3 % -17 %
Betriebsergebnis vor Steuern 174 USD 162 USD 250 USD 8 % -30 %
Operative Marge vor Steuern 13,8 % 13,2 % 16,4 % 61 bps -260 bps

Die Umsätze der Cameron Group in Höhe von 1,3 Milliarden US-Dollar, von denen 59 % von den internationalen Märkten stammten, stiegen gegenüber dem Vorquartal um 3 %, angetrieben von den Aktivitäten auf dem US-amerikanischen Landmarkt durch Surface Systems und Valves & Measurement, die in demselben Maße angestiegen sind, wie die Anzahl der Bohrlöcher. Das Wachstum auf dem US-amerikanischen Landmarkt wurde jedoch teilweise durch die Aktivität für Drilling Systems und OneSubsea am US-Golf von Mexiko ausgeglichen. Auf internationalem Niveau sind die Umsätze leicht zurückgegangen, aufgrund von geringeren Aktivitäten für OneSubsea und Drilling Systems, was wiederum teilweise durch höhere Umsätze von Surface Systems und Valves & Measurement durch die Erholung der saisonalen Service-Aktivitäten in der Region Russland und GUS ausgeglichen wurde.

Die Umsatzsatzrendite von 14 % stieg gegenüber dem Vorquartal leicht an, da das Projektvolumen und die Produktumsätze bei Surface Systems und Valves & Measurement sich erhöhten und die anhaltend leistungsstarke Projektumsetzung bei OneSubsea die Auswirkungen des sinkenden Auftragsbestands bei Drilling Systems mehr als ausgeglichen hat.

Die Performance der Cameron Group beinhaltete die nachfolgenden Highlights während des Quartals.

Cameron Drilling Systems und M-I SWACO haben bei der Produktentwicklung zusammengearbeitet, um die erste Originalausrüstung des Herstellers für das Managed Pressure Drilling (MPD)-System bereitzustellen. Die integrierte Lösung besteht aus einer Steigrohrverbindung, Oberflächenkrümmern, einem einzelnen Kontrollsystem, Versorgungsschläuchen und sonstiger Ausrüstung. Bis heute hat Schlumberger Bestellungen für vier Systeme erhalten – das erste wurde im Mai 2017 ausgeliefert und die anderen drei folgen noch in diesem Jahr. Dieses Tiefsee-MPD-System stand 2017 im Rampenlicht der Offshore Technology Conference in Bezug auf einen New Technology Award.

TAQA hat OneSubsea einen Auftrag für Engineering, Beschaffung, Bau, Installation und Inbetriebnahme für das Otter-Feld im britischen Sektor der Nordsee erteilt. Der Auftrag umfasst das Tiefsee-Multiphasen-Boosting-System mit Topside- und Tiefseekontrollen und den dazugehörigen Life-of-Field-Services. Das Projekt wird zu einer 30-km-langen Unterwasser-Verbindungsleitung zur North Cormorant-Plattform führen, die von der TAQA betrieben wird, und wird die längste Tiefsee-Multiphasen-Boosting-Verbindungsleitung im britischen Sektor der Nordsee sein. OneSubsea und sein Subsea Integration Alliance-Partner, Subsea 7, werden ein integriertes, schlüsselfertiges Projekt von der Entwicklung über die Bereitstellung, Installation und Inbetriebnahme bereitstellen.

Noble Energy Mediterranean Ltd. hat Schlumberger einen Auftrag für die Bereitstellung eines Mess- und Kontrollsystems für das Tiefsee-Leviathan-Feld-Entwicklungsprojekt an Land in Israel erteilen. Das Valves & Measurement-System wird zwei große Multirun-Dosieranlagen, Caldon-Gas- und Flüssigkeits-Ultraschall-Übertragungszähler, ein Building-to-House bidirektionales Prüfgerät und ein multiples Erdgasbestandteil-Analysegerät und übergeordnete Kontrollsysteme bereitstellen.

Im US-Golf von Mexiko haben OneSubsea und sein Subsea Services Alliance-Mitglied, Helix Energy Solutions, eine Interessenbekundung für eine Anmietung des gemeinsam entwickelten 15.000 psi-Intervention Riser System für das vierte Quartal 2017 erhalten. Dieses System, mit dessen Bau Mitte 2015 begonnen wurde, wird das erste seiner Art sein, das angemietet werden kann, um dem wachsenden Interventionsbedarf von Hochdruck-Unterwasser-Bohrlöchern gerecht zu werden.

Finanzübersicht

         
Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- (Verlust)rechnung
 
(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
 
Zweites Quartal Sechs Monate
Zeiträume bis zum 30. Juni     2017   2016   2017   2016
 
Umsatz 7.462 USD 7.164 USD 14.356 USD 13.684 USD
Zinsen und sonstige Erträge 62 54 108 98
Ausgaben
Umsatzkosten (1) 6.468 6.465 12.544 11.925
Forschung und technische Entwicklung 196 257 406 497
Gemeinkosten 110 103 208 213
Wertminderungen und Sonstiges (1) 510 2.573 510 2.573
Fusion und Integration (1) 81 185 164 185
Beteiligung     142     149     281     282  
Gewinn (Verlust) vor Steuern 17 USD (2.514 USD ) 351 USD (1.893 USD )
Ertragssteuern (Verluste) (1)     98     (368 )   148     (270 )
Nettogewinn/(-verlust) (81 USD ) (2.146 USD ) 203 USD (1.623 USD )
Nettogewinn/(-verlust) aus Minderheitsbeteiligungen     (7 )   14     (2 )   36  
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn (-verlust) (1)     (74 USD )   (2.160 USD )   205 USD     (1.659 USD )
 
Verwässerter Gewinn (Verlust) je Aktie von Schlumberger (1)     (0,05 USD )   (1,56 USD )   0,15 USD     (1,26 USD )
 
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.387 1.389 1.390 1.321
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung     1.387     1.389     1.397     1.321  
 
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)     986 USD     1.113 USD     1.975 USD     2.080 USD  

(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 Mio.)
     
30. Juni 31. Dez.
Aktiva     2017   2016
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen 6.218 USD 9.257 USD
Forderungen 8.925 9.387
Sonstiges aktuelles Umlaufvermögen     6.130   5.283
21.273 23.927
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 13 238
Anlagevermögen 12.358 12.821
Seismische Multiclient-Daten 1.042 1.073
Firmenwert (Goodwill) 25.058 24.990
Immaterielle Werte 9.636 9.855
Sonstige Vermögenswerte     5.482   5.052
      74.862 USD   77.956 USD
 
Passiva          
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen 9.444 USD 10.016 USD
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragssteuer 1.159 1.188
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 2.224 3.153
Auszuschüttende Dividenden     700   702
13.527 15.059
Langfristige Verbindlichkeiten 16.600 16.463
Latente Steuern 2.000 1.880
Pensionsnebenleistungen 1.385 1.495
Sonstige Verbindlichkeiten     1.398   1.530
34.910 36.427
Eigenkapital     39.952   41.529
      74.862 USD   77.956 USD

Liquidität

(Angaben in Mio.)
Komponenten der Liquidität  

30. Juni
2017

    

31. März
2017

   

31. Dezember
2016

   

30. Juni
2016

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen   6.218 USD     7.353 USD     9.257 USD     11.192 USD
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 13 238 238 386
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (2.224 ) (2.449 ) (3.153 ) (3.371 )
Langfristige Verbindlichkeiten (16.600 ) (16.538 ) (16.463 ) (18.252 )
Nettoverbindlichkeiten(1) (12.593 USD ) (11.396 USD ) (10.121 USD ) (10.045 USD )
 
Details zu Veränderungen der Liquidität folgen:
Sechs Zweites Sechs
Monate Quartal Monate
Zeiträume bis zum 30. Juni         2017     2017     2016
 
Nettogewinn (-verlust) vor Minderheitsanteilen 203 USD (81 USD ) (1.623 USD )
Wertminderung und sonstige Aufwendungen, abzüglich Steuern vor Minderheitsbeteiligungen 643   574   2.476  
846 USD 493 USD 853 USD
Wertminderungen und Abschreibungen (2) 1.975 986 2.080
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 52 15 92
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 180 92 145
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (74 ) (45 ) (83 )
Änderung beim Betriebskapital (1.339 ) (548 ) (250 )
Sonstiges (126 ) (135 ) 5  
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit(3) 1.514 USD   858 USD   2.842 USD  
 
Kapitalaufwendungen (884 ) (503 ) (998 )
SPM-Investitionen (328 ) (184 ) (729 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (190 ) (74 ) (333 )
Freier Cashflow(4) 112   97   782  
 
Aktienrückkaufprogramm (770 ) (398 ) (506 )
Ausgeschüttete Dividenden (1.393 ) (697 ) (1.255 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 143   8   195  
(1.908 ) (990 ) (784 )
 
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten (364 ) (91 ) (3.790 )
Sonstiges (200 ) (116 ) 76  
Anstieg der Nettoverbindlichkeiten (2.472 ) (1.197 ) (4.498 )
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums (10.121 ) (11.396 ) (5.547 )
Nettoverbindlichkeiten zum Ende des Zeitraums (12.593 USD ) (12.593 USD ) (10.045 USD )
(1)   „Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, 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. Nettoverbindlichkeiten bilden eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für die Summe der Verbindlichkeiten oder diesen gegenüber als überlegen angesehen werden sollten.
(2) Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
(3) Enthält Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 230 Millionen US-Dollar und 90 Millionen US-Dollar jeweils im zu Ende gegangenen Sechsmonatszeitraum bzw. zum 30. Juni 2017, und 545 Millionen US-Dollar im zu Ende gegangenen Sechsmonatszeitraum zum 30. Juni 2016. Der zum 30. Juni 2016 zu Ende gegangene Sechsmonatszeitraum enthält weiterhin ungefähr 100 Millionen US-Dollar an Zahlungen, in Verbindung mit einmaligen Transaktionen, die mit der Übernahme von Cameron im Zusammenhang stehen.
(4) Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und Kosten kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Meinung, dass der freie Cashflow eine wichtige Kennzahl zur Bemessung der Liquidität des Unternehmens darstellt und für Anleger und die Geschäftsführung ein nützlicher Messwert für unser Vermögen ist, Liquidität zu generieren. Sobald die geschäftlichen Notwendigkeiten und Verpflichtungen erfüllt sind, können diese Barmittel zur Reinvestition in das Unternehmen für zukünftiges Wachstum oder zur Auszahlung an unsere Aktionäre durch Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe verwendet werden. Der freie Cashflow stellt nicht den residualen Cashflow (residualer Mittelfluss) dar, der für beliebige Ausgaben verfügbar ist. Der freie Cashflow bildet eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit oder diesem gegenüber als überlegen angesehen werden sollte.

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum zweiten Quartal 2017 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Der Nettogewinn ohne Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie ohne Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen ohne Belastungen und Gutschriften sowie effektiver Steuersatz ohne Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von den Finanzkennzahlen sie dazu befähigen, die Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den einzelnen Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten überdeckt werden würden. Diese Kennzahlen werden von der Unternehmensleitung auch als Leistungsindikatoren zur Festlegung bestimmter Leistungsvergütungen genutzt. Die vorstehenden nicht GAAP-konformen Kennzahlen sollten als Ergänzung zu anderen Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren angesehen werden, die in Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden, und dürfen keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen überlegen erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen.

    (Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
       
Zweites Quartal 2017
Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

Verwässertes
Ergebnis je Aktie*

Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage) 17 USD 98 USD (7 USD ) (74 USD ) (0,05 USD )
Marktwertberichtigungen von Schuldscheinen und Sonstiges 510 - 12 498 0,36
Fusion und Integration 81   17   -     64     0,05  
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften 608 USD   115 USD   5 USD     488 USD     0,35 USD  
 
Sechs Monate 2017
Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

Verwässertes
Ergebnis je Aktie*

Schlumberger-Nettogewinn (GAAP-Grundlage) 351 USD 148 USD (2 USD ) (205 USD 0,15 USD
Marktwertberichtigungen von Schuldscheinen und Sonstiges 510 - 12 498 0,36
Fusion und Integration 164   31   -     133     0,10  
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften 1.025 USD   179 USD   10 USD     836 USD     0,60 USD  
 
Erstes Quartal 2017
Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Schlumberger-Nettogewinn (GAAP-Grundlage) 334 USD 50 USD 5 USD 279 USD 0,20 USD
Fusion und Integration 82   14   -     68     0,05  
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften 416 USD   64 USD   5 USD     347 USD     0,25 USD  

* Rundungsfehler möglich

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
         
Zweites Quartal 2016
Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

Verwässertes
Ergebnis je Aktie*

Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage) (2.514 USD ) (368 USD ) 14 USD (2.160 USD ) (1,56 USD )
Wertminderungen und Sonstiges:
Wertminderungen auf Vermögenswerte 1.058 177 - 881 0,63
Belegschaftsverkleinerung 646 63 - 583 0,42
Wertberichtigungen von Beständen 616 49 - 567 0,41
Wertminderung seismischer Multiclient-Daten 198 62 - 136 0,10
Weitere Umstrukturierungsausgaben 55 - - 55 0,04

Fusion und Integration:

Geldleistungen an Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen 92 17 - 75 0,05
Sonstige Kosten im Zusammenhang mit Fusionen und Integration 93 19 - 74 0,05
Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände (Purchase Accounting Inventory) (1) 150     45     -   105   0,08  
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften 394 USD     64 USD     14 USD   316 USD   0,23 USD  
 
Sechs Monate 2016
Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

Verwässertes
Ergebnis je Aktie*

Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage) (1.893 USD ) (270 USD ) 36 USD (1.659 USD ) (1,26 USD )
Wertminderungen und Sonstiges:
Wertminderungen auf Vermögenswerte 1.058 177 - 881 0,66
Belegschaftsverkleinerung 646 63 - 583 0,44
Wertberichtigungen von Beständen 616 49 - 567 0,43
Wertminderung seismischer Multiclient-Daten 198 62 - 136 0,10
Weitere Umstrukturierungsausgaben 55 - - 55 0,04

Fusion und Integration:

Geldleistungen an Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen 92 17 - 75 0,06
Sonstige Kosten im Zusammenhang mit Fusionen und Integration 93 19 - 74 0,06
Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände (Purchase Accounting Inventory) (1) 150     45     -   105   0,08  
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften 1.015 USD     162 USD     36 USD   817 USD   0,62 USD  
 

(1) Erfasste Umsatzkosten in der konsolidierten Gewinn- und (Verlust)rechnung.

 
* Rundungsfehler möglich

Produktgruppen

(Angaben in Mio.)
    Dreimonatszeitraum bis
30. Juni 2017     31. März 2017     30. Juni 2016
Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

 Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Reservoir Characterization 1.759 USD 299 USD 1.618 USD 281 USD 1.586 USD 268 USD
Drilling 2.107 302 1.985 229 2.034 171
Production 2.496 221 2.187 110 2.121 82
Cameron 1.265 174 1.229 162 1.525 250
Ausbuchungen und Sonstiges (165 ) (46 ) (125 ) (25 ) (102 ) (24 )
Betriebsergebnis vor Steuern 950 757 747
Konzern und Sonstiges (242 ) (239 ) (241 )
Zinserträge(1) 28 24 24
Zinsaufwendungen(1) (128 ) (126 ) (136 )
Belastungen und Gutschriften   (591 )   (82 )   (2.908 )
7.462 USD   17 USD   6.894 USD   334 USD   7.164 USD   (2.514 USD )
 
(Angaben in Mio.)
  Sechsmonatszeitraum bis
30. Juni 2017     30. Juni 2016
Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

 Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Reservoir Characterization 3.377 USD 580 USD 3.305 USD 601 USD
Drilling 4.092 531 4.527 542
Production 4.683 331 4.497 288
Cameron 2.494 336 1.525 250
Ausbuchungen und Sonstiges (290 ) (71 ) (170 ) (33 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.707 1.648
Konzern und Sonstiges (480 ) (414 )
Zinserträge(1) 52 37
Zinsaufwendungen(1) (254 ) (256 )
Belastungen und Gutschriften   (674 )   (2.908 )
14.356 USD   351 USD   13.684 USD   (1.893 USD )

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

 

Bestimmte Posten früherer Berichtszeiträume wurden neu eingeordnet, damit sie mit der Darstellung des gegenwärtigen Berichtszeitraums übereinstimmen.

 

Ergänzende Informationen

 

1)

Was sind die Erwartungen bezüglich Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2017?

Schlumberger erwartet für 2017 Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) in Höhe von 2,2 Milliarden US-Dollar.
 

2)

Wie hoch war der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das zweite Quartal 2017?

Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit lag im zweiten Quartal 2017 bei 858 Millionen US-Dollar und umfasste Abfindungszahlungen in Höhe von ungefähr 90 Millionen US-Dollar.
 

3)

Wie hoch war der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Halbjahr 2017?

Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit lag in der ersten Jahreshälfte von 2017 bei 1,5 Milliarden US-Dollar und umfasste Abfindungszahlungen in Höhe von ungefähr 230 Millionen US-Dollar.
 

4)

Was war in „Zinsen und sonstige Erträge” für das zweite Quartal 2017 enthalten?

Die „Zinsen und sonstigen Erträge” für das zweite Quartal 2017 beliefen sich auf 62 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen aus Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 28 Millionen US-Dollar sowie Zinserträgen in Höhe von 34 Millionen US-Dollar zusammen.
 

5)

Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das zweite Quartal 2017 auszuweisen?

Die Zinserträge in Höhe von 34 Millionen US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um 5 Million US-Dollar. Die Zinsausgaben waren mit 142 Millionen US-Dollar um 3 Millionen US-Dollar höher als im Vorquartal.
 

6)

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 Zinserträgen und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten (einschließlich der Abschreibungen von immateriellen Vermögenswerten infolge der Übernahme vom Cameron) sowie bestimmten zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.
 

7)

Was war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) für das zweite Quartal 2017?

Der effektive Steuersatz (ETR) für das zweite Quartal 2017 betrug bei einer Kalkulation in Übereinstimmung mit GAAP 590 %, verglichen mit 14,8 % für das erste Quartal 2017. Der effektive Steuersatz (ETR) für das zweite Quartal 2017 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 18,9 %, was im Vergleich zu 15,3 % aus dem ersten Quartal 2017 steht.

 

8)

Wie viele Stammaktien waren zum 30. Juni 2017 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber dem Ende des letzten Quartals?

Zum 30. Juni 2017 waren 1.385 Milliarden Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 31. März 2017 bis zum 30. Juni 2017.
(Angaben in Mio.)

Zum 31. März 2017 im Umlauf befindliche Aktien

    1.389
An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien -
Übertragung von Belegschaftsaktien 1
Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien -
Aktienrückkaufprogramm (5)
Zum 30. Juni 2017 im Umlauf befindliche Aktien 1.385

9)

  

Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien im zweiten Quartal 2017 und im ersten Quartal 2017, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien abgeglichen, wobei die Verwässerung berücksichtigt wird, die bei der Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird?

Das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien belief sich während des zweiten Quartals 2017 auf 1.387 Milliarden und während des ersten Quartals 2017 auf 1.393 Milliarden.
 
Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten Gewinne je Aktie ohne Berücksichtigung von Belastungen und Gutschriften verwendet wird.
    (Angaben in Mio.)

Zweites Quartal
2017

    

Erstes Quartal
2017

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien 1.387     1.393
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen 1 4
Gesperrte Belegschaftsaktien 5     5
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.393     1.402

10)

  

Wie hoch war das nicht-abgeschriebene Saldo der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte zum 30. Juni 2017 und wie hat es sich verglichen mit dem 31. Dezember 2016 verändert?

Das nicht-abgeschriebene Saldo der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte betrug rund 2,6 Milliarden US-Dollar und 2,5 Milliarden US-Dollar zum 30. Juni 2017 bzw. zum 31. Dezember 2016. Diese Beträge werden in Sonstige Aktiva in der verkürzten Konzernbilanz von Schlumberger ausgewiesen. Die Änderung des nicht-abgeschriebenen Saldos der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte setzte sich wie folgt zusammen:
(Angaben in Mio.)
Stand 31. Dezember 2016       2.458 USD
SPM-Investitionen 328
Abschreibung der SPM-Investition (213 )
Stand zum 30. Juni 2017 2.573 USD  

11)

  

Wie hoch war der Betrag der Multiclient-Umsätze von WesternGeco im zweiten Quartal 2017?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im zweiten Quartal 2017 auf 182 Millionen US-Dollar und im ersten Quartal 2017 auf 138 Millionen US-Dollar.
 

12)

Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des zweiten Quartals 2017?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des zweiten Quartals 2017 betrug 566 Millionen US-Dollar. Zum Ende des ersten Quartals 2017 betrug er 613 Millionen US-Dollar.

13)

  

Wie hoch war der Bestell- und Auftragsbestand für die Segmente OneSubsea und Drilling Systems von Cameron Group?

Der Bestell- und Auftragsbestand für OneSubsea und Drilling Systems war wie folgt:
  (Angaben in Mio.)
Bestellungen

Zweites Quartal

2017

    

Erstes Quartal

2017

OneSubsea 181 USD     546 USD
Drilling Systems 170 USD

 

174 USD
 
Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraums)
OneSubsea 2.371 USD 2.634 USD
Drilling Systems 566 USD

 

608 USD

14)

  

Was wird in der zusammengefassten konsolidierte Gewinn- (Verlust)rechnung von Schlumberger für das zweite Quartal 2017 ausgewiesen?

Während des zweiten Quartals 2017 hat Schlumberger einen Aufwand vor Steuern in Höhe von 510 Millionen US-Dollar ausgewiesen, der unter Wertminderungen und Sonstiges ausgewiesen wird. Ein Großteil dieses Betrags bezieht sich auf eine Finanzierungsvereinbarung, die Schlumberger mit seinem Hauptkunden in Venezuela abgeschlossen hat. Diese Vereinbarung führte zum Austausch von 700 Millionen von ausstehenden Forderungen für einen verzinsten Schuldschein. Schlumberger hat diesen Schuldschein zu seinem beizulegenden Zeitwert zum Datum des Austausches ausgewiesen, was zu einer Belastung führte.

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, Förderungs- und Verarbeitungsvorgänge in der Erdöl- und Erdgasindustrie. Schlumberger ist in über 85 Ländern tätig, beschäftigt rund 100.000 Mitarbeiter aus über 140 Staaten und liefert das in der Branche umfassendste Sortiment an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis zur Förderung sowie Lösungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von Lagerstätten gewährleistet werden kann.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag und wies 2016 einen Umsatz in Höhe von 27,81 Milliarden US-Dollar aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), vormals Japan National Oil Corporation (JNOC) und Schlumberger haben gemeinsam an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der Logging-while-Drilling-Technologie (LWD) gearbeitet, die den Bedarf an chemischen Quellen verringert. Der EcoScope-Service setzt Technologie ein, die um den Pulsed Neutron Generator (PNG) entwickelt wurde, die aus dieser Zusammenarbeit hervorging. Der PNG und die umfassenden Messungen in einem einzigen Gehäuse sind Hauptbestandteile des EcoScope-Service, die eine revolutionäre LWD-Technologie bieten.

Anleihen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, 21. Juli 2017, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zum Quartalsbericht und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 288-8967 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 333-4911 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 21. August 2017 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 423510 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören angeboten. Darüber hinaus steht Ihnen auf derselben Website bis zum 31. August 2017 eine Wiederholung des Webcast zur Verfügung.

Dieser Ergebnisbericht für das zweite Quartal 2017 sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen“ im Sinne des US-amerikanischen Wertpapierrechts, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, wie zum Beispiel unsere Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, zur Steigerung der Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedes einzelnen Segments (sowie für bestimmte Produkte oder in bestimmten geografischen Regionen innerhalb der einzelnen Segmente), zur Erdöl- und Erdgasnachfrage und einem entsprechenden Anstieg der Förderung, zu den Preisen von Erdöl und Erdgas, zu Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres Transformationsprogramms, zu Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Erdöl- und Erdgasindustrie, zu den Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger, zu den erwarteten Vorteilen der Cameron-Transaktion, zum Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger sowie zu der zukünftigen globalen Wirtschaftslage und zukünftigen Geschäftsergebnissen. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten. Dazu gehören u. a. die Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei Ausgaben für Exploration und Förderung aufseiten der Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in Schlüsselregionen der Welt, Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Stornierungen, Rückgänge bei Förderungen, Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Erdöl- und Erdgasexploration in Offshore-Gebieten, zu radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz, aber auch die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden, dass Cameron nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden oder dass wichtige Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben, sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das zweite Quartal 2017 und auf unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K aufgeführt sind, die bei der US-amerikanischen Börsenaufsichtsbehörde SEC eingereicht wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer 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 zur Überarbeitung oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten und lehnt jegliche derartige Verpflichtung ab.

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