- Umsätze erh�hten sich im Vergleich zum
Vorquartal um 6 % auf 7,9 Milliarden US-Dollar
(Mrd. USD)
- Betriebsgewinn vor Steuern stieg im
Vergleich zum Vorquartal um 11 % auf
1,1 Mrd. USD
- Gewinn je Aktie nach GAAP betrug
0,39 USD unter Berücksichtigung von Kosten im Zusammenhang mit
der Cameron-Integration in H�he von 0,03 USD je Aktie
- Unter Ausschluss der Kosten im
Zusammenhang mit der Cameron-Integration betrug der Gewinn je Aktie
0,42 USD
- Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit betrug 1,9 Mrd. USD, freier Cashflow
1,1 Mrd. USD
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse
für das dritte Quartal 2017 ausgewiesen.
(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 30.
Sept. 2017 30. Juni 2017 30. Sept. 2016
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
7.905 USD 7.462 USD 7.019 USD
6 %
13 % Betriebsgewinn vor Steuern
1.059 USD
950 USD 815 USD
11 % 30 %
Betriebsmarge vor Steuern
13,4 % 12,7 % 11,6 %
66
bps 178 bps
Nettogewinn/(-verlust)
(GAAP-Grundlage)
545 USD (74 USD ) 176 USD
n. a.
209 % Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften*
581 USD 488 USD 353 USD
19 %
65 %
Verwässerter Gewinn/(Verlust) je Aktie
(GAAP-Grundlage)
0,39 USD (0,05 USD ) 0,13 USD
n. a.
200 %
Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne
Belastungen und Gutschriften*
0,42 USD 0,35 USD 0,25 USD
20 %
68 % *Es handelt sich hier um nicht
GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im
Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“. n. a. = nicht
aussagekräftig
Der Vorsitzende und CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard,
erläuterte dies wie folgt: „Unsere Umsätze im dritten Quartal
stiegen gegenüber dem Vorquartal um 6 %, während der
Betriebsgewinn vor Steuern um 11 % anstieg, was zu einem
Gewinn je Aktie unter Ausschluss der Kosten für die
Cameron-Integration von 0,42 USD führte. Dieser wiederum ist
20 % h�her als im zweiten Quartal.
Die Steigerung der Aktivitäten im dritten Quartal wurde erneut
durch unseren GeoMarket auf dem nordamerikanischen Festland
angeführt, wo wir trotz des abnehmenden Wachstums hinsichtlich der
Anzahl F�rderanlagen weitere Marktanteile bei Fracking- und
Bohrdienstleistungen erreichten. Wir verzeichneten zudem gegenüber
dem Vorquartal starke Steigerungen bei Aktivitäten in Russland, in
der Nordsee und in Asien, während die Aktivitäten in der restlichen
Welt im Vergleich zum zweiten Quartal im Wesentlichen gleich
geblieben sind.
Aus technologischer Sicht wurde das Umsatzwachstum durch die
Production Group angekurbelt, wo durch laufende Steigerungen der
Anteile im Fracking-Markt auf dem nordamerikanischen Festland sowie
durch vermehrte Projektarbeiten zu unkonventionellen Ressourcen im
Nahen Osten gegenüber dem Vorquartal ein Anstieg von 15 %
verzeichnet wurde. Die Umsätze der Reservoir Characterization Group
stiegen um 1 %, da starke Aktivitäten bei Wireline in Russland
und in der Nordsee durch geringere Explorationsaktivitäten für
WesternGeco teilweise aufgehoben wurden. Der Umsatz der Cameron
Group steigerte sich um 3 % aufgrund des h�heren
Produktabsatzes im Bereich Surface Systems auf dem
nordamerikanischen Festland. Der Umsatz der Drilling Group nahm um
1 % zu, da die PowerDrive-Orbit*-Technologien auf dem
nordamerikanischen Festland nach wie vor ausverkauft waren und wir
wichtige Projekte für Integrated Drilling Services (IDS) in Mexiko
und im Irak abschlossen, die erst Anfang 2018 wieder aufgenommen
werden.
In geografischer Hinsicht stieg der Umsatz in Nordamerika um
18 %, da wir den Neueinsatz unserer ungenutzten
Fracking-Kapazitäten hoch halten konnten. Die Umsätze auf dem
nordamerikanischen Festland stiegen gegenüber dem Vorquartal um
23 %, womit sie die 12-prozentige Zunahme bei F�rderanlagen
deutlich übertrafen. Umsätze mit Fracking nahmen um 42 % zu.
In den vergangenen sechs Monaten haben wir die Anzahl aktiver
Fracking-Flotten auf dem nordamerikanischen Festland mehr als
verdoppelt und haben nun praktisch alle verfügbaren Kapazitäten
erneut im Einsatz. Dies führte zu vorübergehenden Kosten und
Ineffizienzen in den Feldbetrieben und in unserem Vertriebsnetz,
die sich im vierten Quartal bemerkbar machen werden. Im
US-amerikanischen Golf von Mexiko schwächten sich die Aktivitäten
im dritten Quartal weiter ab, und auf Grundlage aktueller
Kundenvorhaben sind die Prognosen für diese Region düster.
Auf den internationalen Märkten waren die Umsätze gr�ßtenteils
unverändert gegenüber dem zweiten Quartal, wobei Europa/GUS/Afrika
aufgrund starker Aktivitäten im Sommer in den GeoMarkets Russland
und Zentralasien, Vereinigtes K�nigreich und Kontinentaleuropa
sowie Norwegen und Dänemark um 5 % zulegte. Die Umsätze in
Nahost und Asien waren gegenüber dem Vorquartal unverändert, da das
Wachstum in den GeoMarkets Saudi-Arabien und Bahrain, Fernost und
Australien sowie Süd- und Ostasien durch einen Rückgang im Irak
nach dem Abschluss eines IDS-Projekts aufgehoben wurde. Die Umsätze
in Lateinamerika gingen infolge geringerer Verkäufe von
Multiclient-Seismiklizenzen und des Abschlusses von IDS-Projekten
im GeoMarket Mexiko und Zentralamerika um 8 % zurück.
Wenn man die Industrie als Ganzes betrachtet, zeigt der Rückgang
der weltweiten Erd�lbestände im dritten Quartal deutlich auf, dass
der Erd�lmarkt ein Gleichgewicht erreicht hat, das sich in der
Steigerung des Erd�lpreises im vergangenen Monat widerspiegelt.
Diese Auffassung wird durch die folgenden positiven Zeichen
gestützt. Erstens scheint sich der Investitionshunger auf dem
nordamerikanischen Festland abzuschwächen, was dadurch erreicht
wird, dass sich E&P-Unternehmen zunehmend auf finanzielle
Erträge und auf die Notwendigkeit konzentrieren, mit dem
verfügbaren Cashflow zu wirtschaften, statt eine Steigerung der
F�rdermengen anzustreben. Zweitens deuten Bemerkungen von mehreren
OPEC-Staaten am Persischen Golf sowie von Russland darauf hin, dass
eine Verlängerung der bestehenden Produktionskürzungen über die
aktuell vereinbarten neun Monate hinaus m�glich ist. Und drittens
verbleibt das Investitionsniveau auf Produktionsebene außer auf dem
nordamerikanischen Festland, in den zu OPEC geh�renden Golfstaaten
und in Russland beispiellos tief, was die Wahrscheinlichkeit eines
mittelfristigen Lieferengpasses weltweit erh�ht und die
Dringlichkeit h�herer Investitionen steigert.
Eine Fortsetzung dieser Markttendenzen schafft zusammen mit
weiteren stetigen Rückgängen bei den weltweiten Erd�lbeständen die
notwendige Grundlage für eine weitere Steigerung des Erd�lpreises
und die anschließende Zunahme von globalen E&P-Investitionen.
Und obwohl nach wie vor Ungewissheit bezüglich des genauen
Zeitpunkts dieser Erholung der Branche besteht, sehen wir einige
Marktfaktoren und Anhaltspunkte, die uns im Hinblick auf die
Prognosen für unsere globalen Geschäftstätigkeiten zunehmend
positiv und optimistisch stimmen. Es lohnt sich auch, anzumerken,
dass der geopolitische Risikoaufschlag auf den Ölpreis, der in der
Vergangenheit recht erheblich war, heute in vielerlei Hinsicht
durch Rabatte infolge des Überangebots ersetzt worden ist.
Angesichts der merklichen Verschärfung von Angebot und Nachfrage
und der aktuellen geopolitischen Spannungen in vielen der weltweit
wichtigsten erd�lproduzierenden Regionen k�nnte ein geopolitischer
Risikoaufschlag auch wieder zu einem signifikanten Faktor
werden.
Auf Grundlage dieses betrieblichen und makro�konomischen
Hintergrunds konzentrieren wir uns weiterhin auf die Betreuung
unserer Kunden und die Umsetzung unserer Qualitäts- und
Effizienzpläne und bleiben im Hinblick auf weitere strategische
Investitionen opportunistisch. Wir sehen die Position von
Schlumberger auch weiterhin an der Spitze der Branche, wenn sich
der globale Aufschwung bei Aktivitäten nun langsam, aber sicher
bemerkbar macht. Zuletzt m�chte ich mich bei den über
600 Vertretern von mehr als 200 E&P-Unternehmen und
Branchenverbänden aus über 60 Ländern bedanken, die im
September am SIS Global Forum in Paris teilnahmen. Das Interesse
und der Support für die neuen M�glichkeiten der Zusammenarbeit, die
an dem Forum vorgestellt wurden, hat bestätigt, dass die Branche
bessere Zusammenarbeit und digitale Einbindung zur
Effizienzsteigerung sowie zur Senkung der Kosten pro Barrel zu
nutzen beginnt.“
Sonstige Ereignisse
Während des Quartals kaufte Schlumberger 1,5 Millionen
Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 66,04 USD für
insgesamt 98 Mio. USD zurück.
Am 22. August 2017 erwarb Schlumberger den Anteil von
Petrofac an Petro-SPM Integrated Services S.A. de C.V. (Petro-SPM),
dem Auftragnehmer für integrierte Dienstleistungen in Pánuco in
Mexiko. Demzufolge besitzt Schlumberger nun 100 % von
Petro-SPM.
Am 6. Oktober 2017 unterzeichneten Schlumberger und Borr
Drilling eine erweiterte Kooperationsvereinbarung für integrierte
Bohraufträge auf Leistungsbasis im Markt für Offshore-Hubinseln, in
deren Rahmen die globale Präsenz, Infrastruktur und Fachkompetenz
von Schlumberger mit der modernen Hubinselflotte von Borr Drilling
kombiniert wird.
Am 18. Oktober 2017 stimmte der Verwaltungsrat des
Unternehmens einer vierteljährlichen Bardividende von 0,50 USD
je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, die am 12. Januar
2018 an zum 6. Dezember 2017 eingetragene Aktieninhaber
auszuzahlen ist.
Am 19. Oktober 2017 schlossen Schlumberger Production
Management (SPM) und Torxen Energy, eine private kanadische
E&P-Gesellschaft, einen Kaufvertrag über die Anlagen im
Palliser-Block in der kanadischen Provinz Alberta von Cenovus
Energy, einem integrierten kanadischen Erd�lunternehmen, für eine
Gegenleistung in bar von ca. 1 Mrd. USD
(1,30 Mrd. CAD) ab. Der Palliser-Block besteht aus Erd�l-
und Erdgasbohrungen, oberirdischen Anlagen, einem Pipeline-Netz und
Öl- und Gaserschließungsrechten auf ca. 800.000 Acres
(ca. 3.237 Quadratkilometer). Der Palliser-Block grenzt
an die Ländereien, die dem im Frühjahr gegründeten Joint Venture
von SPM und Torxen bereits zugesprochen wurden. Gemäß dem Vertrag,
der noch den üblichen Abschlussbedingungen unterliegt, ist
Schlumberger der Mehrheitseigentümer mit Anrecht auf exklusive
Servicebereitstellung und Torxen der Betreiber.
Konsolidierter Umsatz nach geografischem Gebiet
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Sept. 2017 30. Juni
2017 30. Sept. 2016
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Nordamerika
2.602
2.202 USD 1.699 USD
18 % 53 %
Lateinamerika
952 1.039 992
–8 % –4 %
Europa/GUS/Afrika
1.838 1.750 1.872
5 %
–2 % Nahost und Asien
2.357 2.347 2.385
-
–1 % Sonstige
156 124 71
n. a. n.
a. 7.905 USD 7.462 USD 7.019 USD
6 % 13 % Umsätze in Nordamerika
2.602 USD 2.202 USD 1.699 USD
18 % 53 % Internationale Umsätze
5.147 USD 5.136 USD 5.249 USD
-
–2 % n. a. = nicht aussagekräftig
Die Umsätze im dritten Quartal stiegen gegenüber dem Vorquartal
um 6 % auf 7,9 Mrd. USD, wobei sie in Nordamerika um
18 % zunahmen und international im Wesentlichen unverändert
blieben.
Nordamerika
In Nordamerika nahmen die Umsätze gegenüber dem Vorquartal nach
dem fast vollständigen Neueinsatz unserer Fracking-Kapazitäten auf
dem Festland um 18 % zu, und die Fracking-Aktivitäten blieben
während des dritten Quartals robust. Diese Aktivitätssteigerung
wurde durch Betriebsst�rungen aufgrund von Hurrikan Harvey sowie
weitere Aktivitätsschwächen im Offshore-Bereich des
US-amerikanischen Golfs von Mexiko teilweise aufgehoben. Die
Umsätze auf dem nordamerikanischen Festland verzeichneten ein
Wachstum um 23 % gegenüber dem Vorquartal, was auf ein
Umsatzwachstum von 42 % im Fracking-Bereich infolge des
vermehrten Neueinsatzes der Flotte, den Gewinn von Marktanteilen
und bessere Preise zurückzuführen ist. Das Umsatzwachstum im
Fracking-Bereich übertraf die Zunahme der Anzahl Phasen auf dem
Gesamtmarkt von 22 % bei Weitem. Die Umsätze im Zusammenhang
mit Richtungsbohrungen auf dem nordamerikanischen Festland waren
ebenfalls 22 % h�her, da sich Drehsteuersysteme und
Bohrtechnologien zur Bohrung längerer Verzweigungen weiterhin einer
großen Nachfrage erfreuten. Vermehrte Produktverkäufe und
Dienstleistungen bei Cameron Surface Systems trugen ebenso zu den
starken Finanzleistungen bei.
Internationale Gebiete
Die Umsätze in Lateinamerika sanken gegenüber dem
Vorquartal um 8 % infolge des Abschlusses der
Charakterisierung von Lagerstätten sowie einiger Bohraktivitäten im
GeoMarket für Mexiko und Zentralamerika. Die Umsätze in den
GeoMarkets des n�rdlichen und südlichen Lateinamerikas waren im
Wesentlichen unverändert mit geringfügig zunehmenden Aktivitäten
bei SPM-Projekten in Ecuador und Aktivitäten der Drilling and
Production Group in Argentinien.
Die Umsätze in Europa/GUS/Afrika waren im Vergleich
zum Vorquartal 5 % h�her aufgrund vermehrter Aktivitäten bei
sämtlichen Produktgruppen zu den sommerlichen Spitzenzeiten in den
GeoMarkets Russland und Zentralasien, Vereinigtes K�nigreich und
Kontinentaleuropa sowie Norwegen und Dänemark. Die
Umsatzsteigerungen im GeoMarket Russland und Zentralasien sind auf
starke Aktivitäten der Production Group auf dem russischen Festland
und vermehrte Aktivitäten in den Bereichen Wireline sowie Testing
& Process auf Sachalin und in Astrachan zurückzuführen. Die
Umsatzsteigerungen im GeoMarket Vereinigtes K�nigreich und
Kontinentaleuropa ergaben sich aus der Wiederaufnahme von
IDS-Projekten in Italien und besseren Wireline-Aktivitäten im
Vereinigten K�nigreich. Starke Aktivitäten bei Wireline und der
Production Group trugen zu den Umsatzsteigerungen im GeoMarket
Norwegen und Dänemark bei.
Die Umsätze in Nahost und Asien waren gegenüber dem
Vorquartal im Wesentlichen unverändert. Aktivitäten der Production
and Drilling Group nahmen vornehmlich in den GeoMarkets
Saudi-Arabien und Bahrain, Fernost und Australien sowie Süd- und
Ostasien zu. Diese Zunahmen wurden jedoch durch einen Rückgang im
Irak nach dem Abschluss eines IDS-Projekts aufgehoben. Die
Aktivitätszunahme in Saudi-Arabien ist auf vermehrte Projekte mit
unkonventionellen Ressourcen zurückzuführen, die zu h�heren
Umsätzen für Integrated Production Services (IPS) und IDS führten,
während das Umsatzwachstum im GeoMarket Fernost und Australien
vermehrten Bohrtätigkeiten in Indonesien und Australien zu
verdanken ist.
Reservoir Characterization Group
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Sept. 2017 30. Juni
2017 30. Sept. 2016
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
1.771 USD
1.759 USD 1.667 USD
1 % 6 %
Betriebsgewinn vor Steuern
311 USD 299 USD
329 USD
4 % –5 % Betriebsmarge vor Steuern
17,6 % 17,0 % 19,7 %
56 bps –217 bps
Die Umsätze der Reservoir Characterization Group stiegen mit
1,8 Mrd. USD, von denen 79 % aus internationalen
Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 1 % aufgrund von
saisonal h�heren Aktivitäten in den Bereichen Wireline sowie
Testing & Process in den GeoMarkets Russland und Zentralasien
sowie Norwegen und Dänemark. Die Umsätze in den Bereichen Wireline
sowie Testing & Process waren stark auf Sachalin und in
Astrachan. Ein Explorationsprojekt in Norwegen trug ebenfalls zu
der Steigerung bei. Die Ergebnisse der Gruppe wurden durch
geringere Umsätze bei WesternGeco teilweise aufgehoben, die
gr�ßtenteils auf geringere Verkäufe von Multiclient-Seismiklizenzen
im Anschluss auf die starken Absätze in Mexiko im Vorquartal
zurückzuführen sind.
Die Betriebsmarge vor Steuern stieg im Vergleich zum Vorquartal
um 56 bps auf 18 %, wobei der erh�hte Beitrag von
margenstarken Aktivitäten im Bereich Wireline durch die geringere
Rentabilität bei WesternGeco aufgrund der sinkenden Verkäufe von
Multiclient-Seismiklizenzen aufgehoben wurde.
Ein H�hepunkt des dritten Quartals war die Veranstaltung des SIS
Global Forum 2017 in Paris, an dem Vertreter von über
200 E&P-Unternehmen und Branchenverbänden aus mehr als
60 Ländern, die für 70 % der weltweiten
Kohlenwasserstoffproduktion verantwortlich sind, teilnahmen.
Zentrales Thema der Konferenz war die bessere Nutzung von Daten und
Fachkompetenz in der Erd�l- und Erdgasbranche, indem die richtigen
Informationen zur richtigen Zeit an die richtigen Leute gelangen
und indem neu definiert wird, wie Zusammenarbeit und digitale
Einbindung noch weiter verbessert werden k�nnen.
An diesem Forum stellte Schlumberger die kognitive
E&P-Umgebung DELFI* für sichere Zusammenarbeit zwischen
E&P-Teams unter Nutzung digitaler Technologien vor. Durch
Analytik und maschinelles Lernen, Hochleistungsrechner und das
Internet der Dinge soll die operative Effizienz gesteigert und die
Produktion zu den tiefsten Kosten pro Barrel optimiert werden. Mit
dem Start der DELFI-Umgebung ist ein E&P-Datensee aus mehr als
1.000 seismischen 3D-Studien, 5 Millionen F�rderbohrungen,
1 Million Bohrprofilen und 400 Millionen
Produktionsaufzeichnungen aus aller Welt auf der
Google-Cloud-Plattform eingerichtet worden.
Schlumberger stellte zudem die digitale Planungsl�sung
DrillPlan* für den Bau von F�rderbohrungen vor, die den ersten
Schritt in der kognitiven E&P-Umgebung DELFI darstellt. Die
DrillPlan-L�sung ist Bestandteil eines vollstufigen Angebots im
Bereich von F�rderbohrungen. Die mit Schwerpunkt auf die
Verbesserung der Zusammenarbeit unter den Nutzern entwickelte
DrillPlan-L�sung bietet Bohrteams eine neuartige Arbeitsmethode.
Betreiber und Serviceunternehmen haben Zugang zu allen
erforderlichen Daten und wissenschaftlichen Erkenntnissen über ein
gemeinsames System, das einen zyklischen Arbeitsfluss erm�glicht,
in dem bestehende Pläne durch Hinzufügen neuer Daten laufend
optimiert werden.
Die Ergebnisse der Reservoir Characterization Group wurden durch
die Tätigkeiten des Bereichs Integrated Services Management (ISM)
verbessert, wo speziell ausgebildete Projektmanager die
Organisation, Planung und Koordination der Aktivitäten für die an
einem Projekt beteiligten Produktlinien von Schlumberger
übernehmen. Die Ergebnisse im dritten Quartal wurden ferner durch
neue Auftragsvergaben und Technologieeinsätze aufgewertet.
In Mexiko unterstützte ISM die Durchführung und Auswertung der
Explorationsbohrung Zama-1 durch Talos Energy LLC. ISM verwendete
die Dienstleistung proVISION Plus* für Magnetresonanz während des
Bohrvorgangs, um eine erste Einschätzung der Qualität und
Permeabilität des Reservoirs in Echtzeit zu erm�glichen. Durch den
Dienst PressureXpress* für Messungen des Reservoirdrucks während
des Aufzeichnungsvorgangs wurde ein Flüssigkeitsgradient mit
Kohlenwasserstoffen bestätigt. Anschließend wurde ein modularer
Formationsdynamiktester (MDT*) von Wireline zusammen mit dem System
InSitu Fluid Analyzer* für Flüssigkeitsanalysen in Echtzeit im
Bohrloch eingesetzt. Die PVT-Analyse der Flüssigkeitsproben aus dem
Reservoir bestätigte den Fund einer
Leicht�l-Kohlenwasserstofffraktion.
Im Offshore-Bereich in Malaysia leistete ISM einen wesentlichen
Beitrag zu der erfolgreichen Fertigstellung von drei horizontalen
Erschließungsbohrungen durch Ophir Production Sdn Bhd in einem
h�chst komplexen Reservoirsystem, wodurch die Kosten um 35 %
und die Bohr- und Abschlussarbeiten im Vergleich zum Plan um
20 % gesenkt werden konnten. Die dafür eingesetzten
Technologien umfassten GeoSphere* von Drilling & Measurements
für die Kartierung während des Bohrvorgangs, EcoScope*† für
multifunktionale Bohrlochmessungen während des Bohrvorgangs,
proVISION* für nukleare Magnetresonanz sowie Serviceleistungen von
Geoservices Drilling Analyst. Die Kombination dieser Technologien
und Serviceleistungen trug überdies zu einem neuen Bohrrekord von
mehr als 1.000 m pro Tag in einem 12,25-Zoll-Loch bei.
Statoil Brazil vergab einen Auftrag an Schlumberger für die
Durchführung einer bevorstehenden Explorationskampagne am
brasilianischen Kontinentalschelf. Bereitgestellt werden sollen
Leistungen und Produkte wie Richtungsbohrungen, Bohrspitzen,
Scheren, Beschleuniger, Fangscheren, Räumer, Aufweitk�pfe,
Messungen während des Bohrvorgangs, Drahtleitungen,
Schlammmessungen, Zementierungsarbeiten und Tests. Der
Leistungsumfang gemäß Auftrag umfasst ultratiefe Pre- und
Post-Salt-Bohrungen, die Arbeiten haben im Juni 2017 begonnen.
In Norwegen nutzte Wireline die Radialsondentechnologie Saturn*
3D in einer Explorationsbohrung für Lundin in der Barentssee. Die
Kombination des modularen Formationsdynamiktesters MDT mit der
Saturn-3D-Technologie und dem System InSitu Fluid Analyzer für
Flüssigkeitsanalysen in Echtzeit im Bohrloch erm�glichte eine
ausführliche Beurteilung der Qualität des Karbonatvorkommens sowie
die Sicherstellung repräsentativer Proben aus dem Formationswasser.
Außerdem wurde die Multisensoranwendung zur Modellierung einer
wasserbasierten Schlammkontamination aus der Bohrsoftwareplattform
Techlog* eingesetzt, um Qualität und Kontamination der Wasserproben
besser vorhersagen zu k�nnen. Diese Technologien halfen dem Kunden
bei der Senkung der Risiken im Zusammenhang mit der Konzeption des
optimalen Testprogramms für die Wasserinjektion im Feld.
Im Offshore-Bereich im zu China geh�renden Südchinesischen Meer
setzte Wireline eine Kombination von Technologien in einem Bohrloch
mit hohen Temperaturen, hohem Druck und äußerst geringer
Permeabilität für die China National Offshore Oil Company Limited
(CNOOC) Zhanjiang ein. Die Technologien umfassten die Radialsonde
Saturn 3D und den robusten modularen Formationsdynamiktester MDT
Forte*. Der Kunde sparte ungefähr zehn Betriebstage ein, was
2 Mio. USD entspricht, da kein Bohrlochtest in diesen
schwierigen Bedingungen durchgeführt werden musste.
Im Offshore-Bereich in Malaysia schloss WesternGeco eine
hybrid-seismische Erkundung für Roc Oil (Sarawak) Sdn Bhd mit einem
neuen Mehrzweckschiff (MPV) ab – dabei handelt es sich um die erste
derartige Arbeit in der Branche. Die seismische 3D-Erhebung über
340 km2 wurde vor der Küste des malaysischen Bundesstaats
Sarawak mithilfe eines Arrays mit drei Quellen und gleichzeitiger
Aufzeichnung durch Schlepp-Streamer und Knoten am Meeresboden
durchgeführt, um bestehende Hindernisse zu überwinden – und all
dies mit einem einzigen Seismikschiff. Das MPV WG Vespucci erfasste
die hochwertigen seismischen Daten vom Meeresboden in Ergänzung zu
den seismischen Daten von den Streamern, ohne auf mehrere
Erfassungsschiffe und Mannschaften zurückgreifen zu müssen, was zu
Kostensenkungen und mehr Effizienz bei gleichzeitigem Erreichen der
Erhebungsziele führte.
Im Offshore-Bereich in Südkorea setzte WesternGeco die
isometrische seismische Meerestechnologie IsoMetrix* ein, um eine
seismische Breitbanderfassung für die Korea National Oil
Corporation über dem gr�ßten Produktionsfeld für Kohlenwasserstoffe
des Unternehmens in der Nähe von Busan durchzuführen. Die Erfassung
erfolgte in einer komplexen Umgebung mit Schiffsverkehr und dicht
gedrängten Fischereiaktivitäten mit einem engen Zeitfenster
aufgrund schlechter Wetterprognosen.
Drilling Group
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Sept. 2017 30. Juni
2017 30. Sept. 2016
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
2.120 USD
2.107 USD 2.021 USD
1 % 5 %
Betriebsgewinn vor Steuern
301 USD 302 USD
218 USD
- 38 % Betriebsmarge vor Steuern
14,2 % 14,3 % 10,8 %
–14 bps 339 bps
Die Umsätze der Drilling Group stiegen mit
2,1 Mrd. USD, von denen 73 % aus internationalen
Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 1 %. Die Umsätze im
Zusammenhang mit Richtungsbohrungen auf dem nordamerikanischen
Festland waren h�her, da sich die Drehsteuersysteme PowerDrive
Orbit und etliche fortschrittliche Bohrtechnologien zur Bohrung
längerer Verzweigungen weiterhin einer großen Nachfrage erfreuten.
Die internationalen Umsätze gingen jedoch zurück, da vermehrte
IDS-Aktivitäten in Saudi-Arabien und der Beginn eines IDS-Projekts
in Italien durch den Abschluss wichtiger IDS-Projekte in Mexiko und
im Irak im Vorquartal, die erst Anfang 2018 wieder aufgenommen
werden, mehr als aufgewogen wurden.
Die Betriebsmarge vor Steuern war mit 14 % im Wesentlichen
unverändert gegenüber dem Vorquartal, da das gr�ßere Volumen und
die verbesserte Preisgestaltung infolge der stärkeren Aufnahme von
Technologien von Drilling & Measurements sowie Bits &
Drilling Tools auf dem nordamerikanischen Festland durch die
geringere Rentabilität bei IDS infolge des Abschlusses wichtiger
internationaler Projekte aufgehoben wurden.
Die Ergebnisse der Drilling Group im dritten Quartal wurden
durch das gesamte Technologiesortiment gestärkt. Dieses umfasst
integrierte Bohrsysteme, Bohrlochwerkzeuge, Bohrspitzen und
Bohrflüssigkeiten. Diese Technologien haben Kunden bei der
Überwindung von technischen Schwierigkeiten, der Steigerung der
Betriebssicherheit und der Senkung von Kosten geholfen.
Auf dem nordamerikanischen Festland brach Schlumberger weitere
Bohrrekorde. Drilling & Measurements nutzte eine Kombination
aus verschiedenen Technologien für Eclipse Resources, um die
längste horizontale Seitenbohrung auf dem Festland vorzunehmen. Die
19.630 Fuß lange „Superlateralbohrung“ im Utica-Schiefer wurde
in 121 Stunden erstellt und verzeichnete eine
Gesamtbohrgeschwindigkeit (ROP) von 162 Fuß/Std. Diese Bohrung
übertrifft den vorherigen Längenrekord, der ebenfalls von Eclipse
gehalten wurde, um 158 Fuß und wurde um 37 % schneller
vorgenommen als jene. Die in einem einzigen Bohrdurchgang
realisierte Superlateralbohrung verhalf dem Kunden zu Einsparungen
beim Gesamtaufwand, indem die Anzahl der zur Erschließung des
Reservoirs erforderlichen horizontalen Penetrationen gesenkt wurde.
Die Technologien umfassten das Drehsteuersystem PowerDrive Orbit
und den TeleScope*-Service für Hochgeschwindigkeitstelemetrie
während des Bohrvorgangs in Kombination mit einem speziell
angefertigten PDC-Meißel aus polykristallinen Diamantplättchen von
Smith Bits.
In New Mexico wurde die Technologie AxeBlade* mit gezahnten
Diamantmeißeln von Bits & Drilling Tools in einer Bohrung für
Matador Resources im Wolfcamp-Schiefergelände eingesetzt. In der
Vergangenheit waren Durchgänge mit einem Bohrkopf in diesem Gelände
bis zum Ablenkpunkt nicht einmal in 20 % der Versuche
erfolgreich. Die AxeBlade-Technologie bietet mehr Effizienz beim
Schneiden und bei der Wärmeableitung sowie bessere Schlagfestigkeit
dank einer dickeren Diamantschicht. Mit dieser Technologie konnte
der Abschnitt in einem einzigen Durchgang mit einer Steigerung der
ROP um 35 % gegenüber dem Durchschnittswert dieses Kunden im
Jahr 2016 gebohrt werden.
Auf dem nordamerikanischen Festland steigerte Bits &
Drilling Tools für Cimarex die ROP um 57 % im
STACK-Meramec-Gelände. Mit einer Kombination aus dem
AxeBlade-Meißel mit gezahnten Diamantelementen und dem
Drehsteuersystem PowerDrive Orbit von Drilling & Measurements
wurde die schnellste Seitenbohrung in der Länge einer Meile in
dieser Formation gebohrt.
In Kolumbien nutzte Bits & Drilling Tools die rollende
PDC-Cutter-Technologie ONYX 360* für Equion Energy, um
Bohrschwierigkeiten im Llanos-Becken zu überwinden. Die Technologie
ONYX 360 ergab eine erh�hte Haltbarkeit des Meißels während des
Bohrvorgangs über drei verschiedene Druckfestigkeitsformationen.
Die ROP war 3,5-mal so hoch wie bei Offset-Durchläufen in denselben
Formationen. Der Kunde sparte in der Folge nahezu
3 Mio. USD bei den Betriebskosten.
In Russland setzte Bits & Drilling Tools die Technologie
Direct XCD* mit bohrfähigen Leichtmetallrohren in einer Bohrung für
LUKOIL-Komi ein, um die Bauzeit für das Bohrloch im
Bayandyskoe-Feld zu reduzieren. In einer früheren Offset-Bohrung
ergaben sich durch das Aufquellen des Schiefers Probleme mit der
Stabilisierung des Bohrlochs, sodass die Bohrung aufgrund
umfangreicher Erweiterungsbohrungen erst in 20 Tagen
fertiggestellt werden konnte. Die Meißeltechnologie Direct XCD trug
dazu bei, dass diese Bohrung in nur 4 statt in 20 Tagen
vorgenommen werden konnte.
Im Offshore-Bereich in Indonesien konnte Kangean Energy
Indonesia dank Bits & Drilling Tools in einer vertikalen
Explorationsbohrung in der Tiefsee im Prospektionsgebiet South
Saubi Bohrkosten in H�he von mehr als 1,4 Mio. USD
einsparen. Durch das System Rhino RHE* mit zwei Räumern für
Engbohrl�cher konnte der Kunde 57 Betriebsstunden
einsparen.
Im norwegischen Sektor der Nordsee nutzte M-I SWACO kombinierte
Technologien, sodass Aker BP ASA in einer Bohrung im Valhall-Feld
41 Bohrtage einsparen konnte. Bei den Technologien handelte es
sich um das hochleistungsfähige Wasser-in-Öl-Spülsystem RheGuard*
zur Optimierung der Lochsäuberung und das WARP-Konzentrat auf
Ölbasis zur Optimierung der Zementierungsarbeiten. Derselbe Kunde
erreichte zudem einen neuen Rekord im Ivar-Aasen-Feld, wo er mit
dem Spülsystem RheGuard bohrte und ein 9,625-Zoll-Rohr bei einer
durchschnittlichen Geschwindigkeit von mehr als 300 m/Std. auf
Gesamttiefe verlegte.
Production Group
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Sept. 2017 30. Juni
2017 30. Sept. 2016
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
2.876 USD
2.496 USD 2.104 USD
15 % 37 %
Betriebsgewinn vor Steuern
283 USD 221 USD
91 USD
28 % 212 % Betriebsmarge vor
Steuern
9,8 % 8,9 % 4,3 %
97 bps 552
bps
Die Umsätze der Production Group stiegen mit
2,9 Mrd. USD, von denen 53 % aus internationalen
Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 15 % aufgrund des
fortlaufenden Gewinns von Marktanteilen im Fracking-Bereich auf dem
nordamerikanischen Festland sowie vermehrter Aktivitäten bei
Projekten zu unkonventionellen Ressourcen im Nahen Osten. Auf dem
nordamerikanischen Festland stieg der Umsatz im Fracking-Bereich
infolge des vermehrten Neueinsatzes der Flotte, des Gewinns von
Marktanteilen und besserer Preise um 42 % an. Diese Steigerung
übertraf die Zunahme von 22 % der Anzahl Phasen auf dem
Gesamtmarkt. In den vergangenen sechs Monaten hat das Unternehmen
die Anzahl aktiver Fracking-Flotten auf dem nordamerikanischen
Festland mehr als verdoppelt und hat nun praktisch alle verfügbaren
Kapazitäten erneut im Einsatz. SPM wies zudem eine Steigerung
gegenüber dem Vorquartal aufgrund vermehrter Projektaktivitäten in
Ecuador und auf dem nordamerikanischen Festland aus.
Die Betriebsmarge vor Steuern stieg mit 10 % gegenüber dem
Vorquartal um 97 bps aufgrund der vermehrten Aktivität und der
besseren Preisgestaltung auf dem Festland in Nordamerika, während
der Neueinsatz mehrerer Flotten im dritten Quartal vorübergehende
Kosten und Ineffizienzen in den Feldbetrieben und im Vertriebsnetz
verursachte. Die Marge wurde aufgrund der zunehmenden Vorteile aus
der vertikalen Integration der Lieferkette im Fracking-Geschäft
erh�ht.
Die Ergebnisse der Production Group profitierten vom Einsatz
einer Reihe neuer Technologien.
In North Dakota nutzte Well Services zur Kontrolle der
Abbruchgeometrie den Dienst BroadBand Shield* bei der Stimulation
von Bohrl�chern für Whiting Petroleum, von denen drei zu den zehn
f�rderreichsten Bohrungen geh�ren, die im zweiten und dritten
Quartal 2017 im Bakken-Schiefer fertiggestellt wurden. Bei
BroadBand Shield werden multimodale Diverterelemente zur Kontrolle
der Abbruchgeometrie eingesetzt, sodass das Risiko eines
Aufbrechens in unerwünschte Zonen minimiert wird. Die mit dieser
Technologie behandelten Bohrl�cher ben�tigen kleinere
Frakturbehandlungen, sodass Kosten optimiert werden und Kunden
schneller zur F�rderung von Kohlenwasserstoffen übergehen
k�nnen.
In Louisiana setzte Well Services den Aufbrechdienst BroadBand
Sequence* für Aethon Energy ein und erreichte bei einem Bohrloch im
Haynesville-Schiefer eine F�rderung im obersten Quartil, nachdem
ein Block mit vier Bohrl�chern stimuliert worden war. Mittels
BroadBand Sequence wurden Tabletten zur F�rderung von Umleitungen
und zur Stimulierung aller Perforations-Cluster eingebracht, und
durch eine Druckanalyse wurde die Stimulation über den perforierten
Abschnitt überprüft. In der Folge vergab Aethon Energy den Auftrag
an Schlumberger, mit einer speziellen Fracturing-Flotte 100 %
der Abschlussarbeiten in diesem Gebiet vorzunehmen.
In China setzte Well Services die BroadBand*-Dienste zur
Fertigstellung unkonventioneller Lagerstätten für die PetroChina
Changqing Oilfield Company (PCOC) bei Erd�l- und Erdgasbohrungen im
Ordos-Becken ein. Mit der BroadBand-Technologie wurden die
Schwierigkeiten im Zusammenhang mit der Fertigstellung nach einem
herk�mmlichen Geometrieansatz überwunden, bei denen ein Teil der
Perforations-Cluster und Fracking-Netze nichts zur F�rderung
beitrug. Durch die BroadBand-Dienste wurde die F�rderung im
Vergleich zu herk�mmlich behandelten Offset-Bohrungen in drei
Gasbohrungen um bis zu 142 % und in einer Ölbohrung um
300 % gesteigert. Darüber hinaus sparte der Kunde in zwei
unverrohrten Abschlüssen ohne Packer- und Hülsensystem
ca. 150.000 USD.
In Oklahoma setzte Artificial Lift Services den Managementdienst
Lift IQ* für den Produktionslebenszyklus sowie eine speziell
angefertigte elektrische Tauchpumpe (ESP) für Chesapeake Energy
ein, um die durchschnittliche ESP-Laufzeit in vier horizontalen
Bohrungen um 181 % zu erh�hen. Das Feld zeichnet sich durch
rasche Produktionsrückgänge, F�rderung von Feststoffen und
Fraktionen mit hohem Gasvolumen aus. Durch den Einsatz neu
konzipierter ESP mit Bohrlochsensoren konnte die Laufzeit von
118 Tagen auf 332 Tage erh�ht werden.
In Kolumbien setzte Artificial Lift Solutions das elektrische
Tauchpumpensystem REDA Maximus* für einen Kunden ein, um die
F�rderung in einem rauen Bohrloch im Llanos-Becken von 11.800 auf
21.000 bbl/Tag zu steigern. Außerdem steigerte das ESP-System
Maximus die ESP-Laufzeit von durchschnittlich 72 Tagen auf
797 Tage, indem die Häufigkeit von Bohrlocheingriffen und
Ausfälle durch Abnutzung aufgrund der F�rderung vieler Feststoffe
minimiert wurden. Das neue F�rderniveau übertraf das F�rderziel für
diese Bohrung um 33 %.
Im Offshore-Bereich in Russland führte Well Services den Service
OpenPath Sequence* zur Stimulation von Umleitungen für
Lukoil-Nizhevolzhskneft im Korchagina-Feld ein. Die viskoelastische
Umleitungsflüssigkeit VDA* wurde ebenfalls zur Umleitung von
Behandlungsflüssigkeiten in Zonen mit geringerer Injektivität und
zur Stimulation der Karbonatformation eingesetzt. Außerdem konnte
durch die MSR*-Technologie zur Entfernung von Schlamm und Schluff
der Filterkuchen beseitigt und die Permeabilität in den
Sandsteinformationen wiederhergestellt werden. Eine erhebliche
Verbesserung des Injektivitätsindex wurde infolge dieser
Matrixstimulationsbehandlung erreicht.
Im norwegischen Sektor der Nordsee nutzte Schlumberger die
Technologie Metalmorphology* für Dichtungen und Verankerungen von
Metall auf Metall, wodurch für einen Kunden fünf Bohrtage in einem
instabilen Bohrloch eingespart werden konnten.
Instabilitätsprobleme mit Bohrungen kommen im Feld häufig vor, und
dieser 3.604 m lange Abschnitt enthielt eine offene Bohrung
über 728 m, die sehr wahrscheinlich Zugangsschwierigkeiten
bereitet hätte. In der speziell angefertigten Auskleidung wurde die
Metalmorphology-Technologie eingesetzt, um nicht ein langes und
schweres Futterrohr einsetzen zu müssen, das ein enorm hohes
Drehmoment ben�tigt hätte, sodass das Ausräumen erschwert worden
wäre. Die Metalmorphology-Technologie machte es m�glich, dass der
Betreiber den untersten Teil des Futterrohrs als Auskleidung am
Bohrgestänge anbringen konnte, um den Einschränkungen im Bohrloch
zu entsprechen und die Zieltiefe in einem Durchgang zu
erreichen.
Cameron Group
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Sept. 2017 30. Juni
2017 30. Sept. 2016
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
1.297 USD
1.265 USD 1.341 USD
3 % –3 %
Betriebsgewinn vor Steuern
194 USD 174 USD
215 USD
11 % –10 % Betriebsmarge vor
Steuern
14,9 % 13,8 % 16,0 %
116 bps –110
bps
Die Umsätze der Cameron Group stiegen mit
1,3 Mrd. USD, von denen 55 % aus internationalen
Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 3 %, was auf mehr
Produktverkäufe im Bereich Surface Systems auf dem
nordamerikanischen Festland in Übereinstimmung mit der steigenden
Anzahl Bohrungen zurückzuführen ist. Das Wachstum auf dem
nordamerikanischen Festland wurde jedoch durch geringere
internationale Aktivitäten bei Drilling Systems und OneSubsea
teilweise aufgehoben.
Die Betriebsmarge vor Steuern erh�hte sich gegenüber dem
Vorquartal um 116 bps auf 15 %, hauptsächlich aufgrund
steigender Rentabilität infolge von mehr Produktverkäufen und
besserer Preisgestaltung in den Bereichen Surface Systems und
Valves & Measurement auf dem nordamerikanischen Festland.
Die Ergebnisse der Cameron Group für das Quartal beinhalteten
die nachfolgenden H�hepunkte.
In Indien vergab Reliance Industries Limited einen EPC-Auftrag
(Engineering, Procurement and Construction bzw. Planung,
Beschaffung und Bau) an OneSubsea für die Bereitstellung eines
Unterwasserf�rdersystems (SPS-Paket) für das Offshore-Projekt R
Cluster im Golf von Bengalen. Der Auftrag beinhaltet F�rderbäume,
untermeerische Sammelleitungen, ein Leitsystem, ein Anbindesystem,
Multiphasenmesser, Interventionswerkzeuge und Testgeräte. Der
Auftrag umfasst zudem Supportleistungen für die Installation und
Inbetriebnahme sowie Leistungen während der F�rderdauer des Feldes.
Der Auftrag wurde im Juli formalisiert, die Bereitstellung der
Gerätschaften soll ab Mitte 2018 erfolgen.
OneSubsea und 3D at Depth sind eine strategische
Kooperationsvereinbarung eingegangen. Die Vereinbarung erlaubt den
beiden Unternehmen die gemeinsame Bewerbung der LiDAR-Technologie
(Lichterkennung und -messung) von 3D at Depth durch Nutzung der
globalen Ressourcen und Einrichtungen von OneSubsea. Die auch als
Lasererfassung bekannte LiDAR-Technologie wird zur Erhebung von
Daten eingesetzt, um präzise 3D-Modelle zu erstellen, die Kunden
für die Optimierung untermeerischer Betriebe und für
Effizienzsteigerungen über die gesamte Wertsch�pfungskette hinweg
nutzen k�nnen.
Drilling Systems hat einen Auftrag zur Bereitstellung des ersten
untermeerischen Druckverstärkers (SPI) für Seadrill erhalten. Der
SPI von Cameron ist eine platzsparende und wirtschaftliche L�sung,
durch die Kunden die in Akkumulatoren unter Wasser gespeicherte
Kontrollflüssigkeit nutzen k�nnen, um den Arbeitsdruck von
herk�mmlichen 5.000 psi auf 7.500 psi zu erh�hen.
Drilling Systems hat einen Rahmendienstleistungsvertrag mit
Weatherford Drilling International für deren Flotte an
Blowout-Preventern (BOP) von Cameron auf Grundlage des
Festpreisreparaturprogramms unterzeichnet. Dieser Vertrag sieht
stabile Preise und ein vorhersehbares Budget für die Reparatur und
erneute Abnahme einer BOP-Flotte vor. Durch die Normierung dieser
Vorgänge kann Cameron die Auslastung in den Reparaturwerkstätten
besser planen und den Bedarf an Ersatzteilen besser
vorausberechnen, wodurch sich sowohl Zykluszeiten als auch die
Terminerfüllung verbessern lassen.
Finanzübersicht
Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und
(Verlust-)rechnung (Angaben in Mio., außer bei Angaben je
Aktie) Drittes Quartal
Neunmonatszeitraum Zeiträume bis zum 30. September
2017 2016
2017 2016
Umsatz
7.905 USD 7.019 USD
22.261 USD 20.703 USD Zinsen und sonstige Erträge
64 54
172 153 Ausgaben Umsatzkosten (1)
6.797
6.291
19.343 18.216 Forschung und technische Entwicklung
189 253
595 750 Gemeinkosten
115 92
323
305 Wertminderungen und Sonstiges (1)
- -
510 2.573
Fusion und Integration (1)
49 88
213 272 Beteiligung
142 149
422 431
Gewinn/(Verlust) vor Steuern
677 USD 200 USD
1.027 USD (1.691) USD Steuern auf
Erträge/(Verluste) (1)
121 10
269 (259) Nettogewinn/(-verlust)
556 USD
190 USD
758 USD (1.432) USD Nettogewinn aus
Minderheitsbeteiligungen
11 14
9
50 Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn/(-verlust) (1)
545 USD 176 USD
749 USD (1.482) USD Verwässerter
Gewinn/(Verlust) je Aktie von Schlumberger (1)
0,39 USD 0,13 USD
0,54 USD (1,10) USD Mittelwert der
im Umlauf befindlichen Aktien
1.385 1.392
1.388 1.345
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung
1.392 1.401
1.395
1.345 In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und
Abschreibungen (2)
956 USD 998 USD
2.931 USD 3.078 USD (1)
Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und
Gutschriften“. (2) Enthält Wertminderungen des Anlageverm�gens und
der Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Verm�genswerte,
Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und
SPM-Investitionen.
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
(Angaben in Mio.)
30. Sept.
31. Dez. Aktiva
2017 2016 Umlaufverm�gen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen
4.952 USD
9.257 USD Forderungen
9.436 9.387 Sonstiges
Umlaufverm�gen
5.526 5.283
19.914
23.927 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
- 238 Anlageverm�gen
12.338 12.821 Seismische
Multiclient-Daten
992 1.073 Firmenwert (Goodwill)
25.113 24.990 Immaterielle Verm�genswerte
9.540 9.855
Sonstige Aktiva
5.672 5.052
73.569 USD 77.956 USD Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten Laufende
Verbindlichkeiten und Rückstellungen
9.715 USD
10.016 USD Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer
1.310 1.188
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger
Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten
1.289 3.153 Auszuschüttende Dividenden
700
702
13.014 15.059 Langfristige Verbindlichkeiten
15.871 16.463 Latente Steuern
1.893 1.880
Pensionsnebenleistungen
1.340 1.495 Sonstige
Verbindlichkeiten
1.441 1.530
33.559
36.427 Eigenkapital
40.010 41.529
73.569 USD 77.956 USD
Liquidität
(Angaben in Mio.) Komponenten der Liquidität
30. Sept.2017
30. Juni2017
31. Dez.2016
30. Sept.2016
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen
4.952 USD 6.218 USD 9.257 USD
10.756 USD Bis zur Fälligkeit gehaltene
festverzinsliche Kapitalanlagen
- 13 238 354 Kurzfristige
Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten
(1.289) (2.224) (3.153) (3.739) Langfristige
Verbindlichkeiten
(15.871) (16.600) (16.463) (17.538)
Nettoverbindlichkeiten (1)
(12.208) USD
(12.593) USD (10.121) USD (10.167) USD
Details zu Veränderungen der Liquidität folgen:
Neun
Drittes Neun
Monate Quartal Monate Zeiträume
bis zum 30. September
2017
2017 2016 Nettogewinn/(-verlust) vor
Minderheitsanteilen
758 USD 556 USD
(1.432) USD Wertminderung und sonstige Aufwendungen, abzüglich
Steuern vor Minderheitsbeteiligungen
679 36 2.652
1.437 USD 592 USD 1.220 USD
Wertminderungen und Abschreibungen (2)
2.931 956
3.078 Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen
79 27 139 Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen
261 81 210 Finanzierung von Renten und anderen
Pensionsnebenleistungen
(107) (33) (127) Änderung
beim Betriebskapital
(1.473) (134) (223)
US-Bundessteuervergütung
685 685 - Sonstiges
(401) (276) (49)
Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit (3)
3.412 USD
1.898 USD 4.248 USD Kapitalaufwendungen
(1.482) (598) (1.401) SPM-Investitionen
(492)
(164) (869) Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten
(223) (33) (497)
Freier Cashflow (4)
1.215 1.103 1.481 Aktienrückkaufprogramm
(868) (98) (662) Ausgeschüttete Dividenden
(2.086) (693) (1.951) Erträge aus
Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen
261 118 344
(1.478) 430 (788) Firmenakquisitionen und
Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener
Verbindlichkeiten
(382) (18) (3.866) Sonstiges
(227) (27) 34 (Erh�hung)/Rückgang von
Nettoverbindlichkeiten
(2.087) 385 (4.620)
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums
(10.121)
(12.593) (5.547) Nettoverbindlichkeiten zum Ende des
Zeitraums
(12.208) USD (12.208) USD
(10.167) USD (1) „Nettoverbindlichkeiten“ sind
Bruttoverbindlichkeiten abzüglich von Barmitteln, kurzfristigen
Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltenen festverzinslichen
Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die
Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den
Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und
Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten
verwendet werden k�nnten. Nettoverbindlichkeiten bilden eine nicht
GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich zu den Gesamtschulden,
nicht jedoch als Alternative oder als überlegene Kennzahl
betrachtet werden sollte. (2) Enthält Wertminderungen des
Anlageverm�gens und der Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller
Verm�genswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und
SPM-Investitionen. (3) Enthält Abfindungszahlungen in H�he von
347 Mio. USD für die neun Monate bis zum
30. September 2017 bzw. 114 Mio. USD für das dritte
Quartal und 700 Mio. USD für die neun Monate bis zum
30. September 2016. Der Neunmonatszeitraum bis zum
30. September 2016 enthält weiterhin ungefähr
100 Mio. USD an Zahlungen in Verbindung mit einmaligen
Transaktionen, die mit der Übernahme von Cameron in Zusammenhang
stehen. (4) Der „freie Cashflow“ bezieht sich auf den Cashflow aus
laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen,
SPM-Investitionen und kapitalisierter Kosten für seismische
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 unsere Fähigkeit, Liquidität zu
generieren, ist. Sobald die geschäftlichen Notwendigkeiten und
Verpflichtungen erfüllt sind, k�nnen 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 für beliebige Ausgaben dar. Der freie
Cashflow bildet eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die
zusätzlich zum Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit, nicht
jedoch als Alternative oder als überlegene Kennzahl betrachtet
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
zu den Ergebnissen des dritten Quartals 2017 auch nicht
GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G
der US-B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC). Der Nettogewinn unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete
Messwerte (einschließlich des verwässerten Gewinns je Aktie unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften, des Gewinns je Aktie
unter Ausschluss der Kosten im Zusammenhang mit der
Cameron-Integration, der Nettoeinnahmen von Schlumberger unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften sowie des effektiven
Steuersatzes unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften)
sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist
Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von
diesen Finanzkennzahlen die M�glichkeit bietet, 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 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 eine Abstimmung dieser nicht
GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren
GAAP-Kennzahlen.
(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
Drittes Quartal 2017 Vor Steuern Steuer
Minderheitsbeteiligungen
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Nettoeinnahmen von Schlumberger (GAAP-Grundlage) 677 USD
121 USD 11 USD 545 USD 0,39 USD Fusion und
Integration 49 13 - 36 0,03
Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen
und Gutschriften 726 USD 134 USD
11 USD 581 USD 0,42 USD
Zweites Quartal 2017 Vor Steuern Steuer
Minderheitsbeteiligungen
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie*
Nettoverlust von Schlumberger (GAAP-Grundlage) 17 USD
98 USD (7) USD (74) USD (0,05) USD
Marktwertberichtigungen von Schuldscheinen und Sonstiges (2) 510 -
12 498 0,36 Fusion und Integration 81 17 - 64
0,05 Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von
Belastungen und Gutschriften 608 USD 115 USD
5 USD 488 USD 0,35 USD
Drittes Quartal 2016 Vor Steuern Steuer
Minderheitsbeteiligungen
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie*
Nettoeinnahmen von Schlumberger (GAAP-Grundlage) 200 USD
10 USD 14 USD 176 USD 0,13 USD Fusion und
Integration: Leistungen für Mitarbeiter und Honorare im
Zusammenhang mit Fusionen 46 10 - 36 0,03 Sonstige Kosten im
Zusammenhang mit Fusionen und Integrationen 42 5 - 37 0,03
Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände
nach der Erwerbsmethode (1) 149 45 - 104
0,07 Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von
Belastungen und Gutschriften 437 USD 70 USD
14 USD 353 USD 0,25 USD (1)
Erfasst in den Umsatzkosten in der zusammengefassten konsolidierten
Gewinn- und (Verlust-)rechnung. (2) Erfasst unter Wertminderungen
und Sonstiges in der zusammengefassten konsolidierten Gewinn- und
(Verlust-)rechnung.
*Rundungsfehler m�glich.
(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
Erste neun Monate 2017 Vor Steuern
Steuer
Minderheitsbeteiligungen
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Nettoeinnahmen von Schlumberger (GAAP-Grundlage) 1.027 USD
269 USD 9 USD 749 USD 0,54 USD
Marktwertberichtigungen von Schuldscheinen und Sonstiges (2) 510 -
12 498 0,36 Fusion und Integration 213 44 -
169 0,12 Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss
von Belastungen und Gutschriften 1.750 USD 313 USD
21 USD 1.416 USD 1,02 USD
Erste neun Monate 2016 Vor Steuern Steuer
Minderheitsbeteiligungen
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie*
Nettoverlust von Schlumberger (GAAP-Grundlage) (1.691) USD
(259) USD 50 USD (1.482) USD (1,10) USD
Wertminderungen und Sonstiges: Wertminderungen auf Anlageverm�gen
1.058 177 - 881 0,65 Belegschaftsverkleinerung 646 63 - 583 0,43
Wertberichtigungen von Beständen 616 49 - 567 0,42 Wertminderung
seismischer Multiclient-Daten 198 62 - 136 0,10 Weitere
Umstrukturierungsausgaben 55 - - 55 0,04 Fusion und Integration:
Leistungen für Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit
Fusionen 138 27 - 111 0,08 Sonstige Kosten im Zusammenhang mit
Fusionen und Integrationen 134 24 - 110 0,08 Abschreibungen von
Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände nach der
Erwerbsmethode (1) 299 90 - 209 0,15
Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen
und Gutschriften 1.453 USD 233 USD
50 USD 1.170 USD 0,86 USD (1)
Erfasst in den Umsatzkosten in der zusammengefassten konsolidierten
Gewinn- und (Verlust-)rechnung. (2) Erfasst unter Wertminderungen
und Sonstiges in der zusammengefassten konsolidierten Gewinn- und
(Verlust-)rechnung.
*Rundungsfehler m�glich.
Produktgruppen
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis 30. Sept.
2017 30. Juni 2017 30. Sept. 2016
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Reservoir Characterization
1.771 USD
311 USD 1.759 USD 299 USD
1.667 USD 329 USD Drilling
2.120 301
2.107 302 2.021 218 Production
2.876 283 2.496 221
2.104 91 Cameron
1.297 194 1.265 174 1.341 215
Ausbuchungen und Sonstiges
(159) (30) (165) (46)
(114) (38) Betriebsgewinn vor Steuern
1.059 950 815 Konzern
und Sonstiges
(234) (242) (267) Zinserträge(1)
30 28
24 Zinsaufwendungen(1)
(129) (128) (135) Belastungen und
Gutschriften
(49) (591) (237)
7.905 USD 677 USD 7.462 USD
17 USD 7.019 USD 200 USD (Angaben in Mio.)
Neunmonatszeitraum bis 30. Sept. 2017 30.
Sept. 2016
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Reservoir Characterization
5.148 USD
891 USD 4.972 USD 930 USD Drilling
6.212 832 6.548 760 Production
7.559
614 6.601 379 Cameron
3.791 530 2.865 465
Ausbuchungen und Sonstiges
(449) (101) (283) (72)
Betriebsgewinn vor Steuern
2.766 2.462 Konzern und Sonstiges
(715) (679) Zinserträge(1)
82 61 Zinsaufwendungen(1)
(383) (391) Belastungen und Gutschriften
(723)
(3.144)
22.261 USD 1.027 USD
20.703 USD (1.691) 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?
Für 2017 werden Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und
SPM-Investitionen) in H�he von 2,1 Mrd. USD erwartet.
2)
Wie hoch waren der Cashflow aus
laufenden Geschäftstätigkeiten und der freie Cashflow für das
dritte Quartal 2017?
Der Cashflow aus laufenden Geschäftstätigkeiten lag im dritten
Quartal 2017 bei 1,9 Mrd. USD und enthielt
Abfindungszahlungen in H�he von 114 Mio. USD. Der freie
Cashflow im dritten Quartal 2017 betrug 1,1 Mrd. USD.
3)
Wie hoch waren der Cashflow aus
laufenden Geschäftstätigkeiten und der freie Cashflow für die
ersten neun Monate des Jahres 2017?
Der Cashflow aus laufenden Geschäftstätigkeiten lag in den ersten
neun Monaten des Jahres 2017 bei 3,4 Mrd. USD und
enthielt Abfindungszahlungen in H�he von 347 Mio. USD.
Der freie Cashflow in den ersten neun Monaten des Jahres 2017
betrug 1,2 Mrd. USD.
4)
Was war in „Zinsen und sonstige
Erträge“ für das dritte Quartal 2017 enthalten?
Die „Zinsen und sonstige Erträge“ für das
dritte Quartal 2017 betrugen 64 Mio. USD. Dieser Betrag
setzt sich aus Erträgen aus Eigenkapitalbeteiligungen in H�he von
30 Mio. USD sowie Zinserträgen in H�he von
34 Mio. USD zusammen.
5)
Wie haben sich Zinserträge und
Zinsaufwendungen im dritten Quartal 2017 verändert?
Die Zinserträge in H�he von 34 Mio. USD waren gegenüber
dem Vorquartal unverändert. Die Zinsausgaben in H�he von
142 Mio. USD blieben gegenüber dem Vorquartal ebenfalls
unverändert.
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),
Zinserträgen und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten
zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und
Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen
Verm�genswerten (einschließlich der Abschreibungen von
immateriellen Verm�genswerten 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 dritte Quartal 2017?
Der ETR für das dritte Quartal 2017 betrug bei einer Kalkulation in
Übereinstimmung mit GAAP 17,9 %, was im Vergleich zu
590 % für das zweite Quartal 2017 steht. Der ETR für das
dritte Quartal 2017 unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften betrug 18,4 %, was im Vergleich zu 18,9 %
für das zweite Quartal 2017 steht.
8)
Wie viele Stammaktien waren zum
30. September 2017 im Umlauf, und wie hat sich dies gegenüber
dem letzten Quartal verändert?
Mit Stand vom 30. September 2017 waren 1,385 Milliarden
Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung
der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 30. Juni 2017 bis
zum 30. September 2017.
(Angaben in Mio.)
Zum 30. Juni 2017 im Umlauf befindliche Aktien 1.385 An
Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien -
Übertragung von Belegschaftsaktien - Gemäß
Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien 2
Aktienrückkaufprogramm (2 ) Zum 30. September 2017 im Umlauf
befindliche Aktien 1.385
9)
Wie hoch war das gewichtete Mittel der
im Umlauf befindlichen Aktien im dritten Quartal 2017 und im
zweiten 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 im Umlauf befindlichen Aktien belief sich
während des dritten Quartals 2017 auf 1,385 Milliarden und
während des zweiten Quartals 2017 auf 1,387 Milliarden.
Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels im Umlauf
befindlicher Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien
bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten
Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
verwendet wird. (Angaben in Mio.)
Drittes Quartal2017
Zweites Quartal2017
Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien
1.385
1.387 Angenommene Ausübung von Aktienoptionen
1 1 Gesperrte Belegschaftsaktien
6 5
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung
1.392 1.393
10)
Was sind Projekte von Schlumberger
Production Management (SPM), und wie weist Schlumberger die Erträge
aus diesen Projekten aus?
SPM-Projekte konzentrieren sich auf die Erschließung und gemeinsame
Verwaltung von F�rderanlagen im Namen der Kunden von Schlumberger
im Rahmen von langfristigen Vereinbarungen. Schlumberger investiert
eigene Dienstleistungen, Produkte und in manchen Fällen auch
Barmittel in Aktivitäten und Betriebe zur Erschließung von
Lagerstätten. Auch wenn Schlumberger bei gewissen Vereinbarungen
Erträge ausweist und für einen Teil der bereitgestellten
Dienstleistungen oder Produkte bezahlt wird, erhält Schlumberger in
der Regel zum Zeitpunkt der Bereitstellung dieser Dienstleistungen
oder Produkte keine Zahlungen. Stattdessen weist Schlumberger
Erträge auf Basis der generierten Barmittel oder als Gebühr pro
Barrel aus. Dies kann gewisse Vereinbarungen umfassen, in deren
Rahmen Schlumberger lediglich auf Basis der erreichten
Mehrproduktion über einem gemeinsam festgelegten Grenzwert
entschädigt wird.
11)
Wie werden die Produkte und
Dienstleistungen von Schlumberger, die in SPM-Projekten angelegt
sind, verbucht?
Umsätze und dabei anfallende Kosten für Dienstleistungen und
Produkte werden in der jeweiligen Schlumberger-Gruppe erfasst, die
zu den SPM-Projekten von Schlumberger beigetragen hat. Diese
Umsätze (die auf Fremdvergleichspreisen beruhen) und die
entsprechenden Gewinne werden danach über einen konzerninternen
Abgleich ausgebucht, der im Posten „Ausbuchungen und Sonstiges“
enthalten ist. (Es ist zu beachten, dass unter „Ausbuchungen und
Sonstiges“ zusätzlich zu den SPM-Ausbuchungen auch andere Posten
enthalten sind.) Die Einzelkosten im Zusammenhang mit der
Bereitstellung von Schlumberger-Dienstleistungen oder -Produkten
für SPM-Projekte werden dann in der Bilanz aktiviert. Diese
aktivierten Investitionen, welche die Form von Barmitteln sowie von
bereits erwähnten Einzelkosten annehmen k�nnen, werden in der
Gewinn- und Verlustrechnung abgebucht, wenn die damit
zusammenhängende F�rderung erreicht und der entsprechende Umsatz
ausgewiesen wird. Dieser Abschreibungsaufwand beruht auf der
Methode nach Leistungseinheiten, wobei jeder Einheit eine anteilige
Menge der nicht abgeschriebenen Kosten auf Grundlage der
geschätzten Gesamtf�rdermenge zugewiesen wird. Die
SPM-Umsätze werden zusammen mit den Abschreibungen der aktivierten
Investitionen und weiteren Betriebskosten, die im jeweiligen
Berichtszeitraum angefallen sind, in der Production Group
ausgewiesen.
12)
Wie hoch war der nicht abgeschriebene
Saldo der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte zum
30. September 2017 und wie hat sich dieser in Bezug auf
Investitionen und Abschreibungen im Vergleich zum 30. Juni
2017 verändert?
Der nicht abgeschriebene Saldo der Investitionen von Schlumberger
in SPM-Projekte betrug zum 30. September 2017 rund
2,8 Mrd. USD und zum 30. Juni 2017 rund
2,6 Mrd. USD. Diese Beträge werden in Sonstige Aktiva in
der zusammengefassten konsolidierten Bilanz von Schlumberger
ausgewiesen. Die Veränderung des nicht abgeschriebenen Saldos der
Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte setzte sich wie
folgt zusammen:
(Angaben in Mio.)
Stand zum 30. Juni 2017 2.573 USD SPM-Investitionen 164
Sonstige Zugänge 184 Abschreibung von SPM-Investitionen (117 )
Stand zum 30. September 2017 2.804 USD
13)
Wie hoch war der Betrag der
Multiclient-Umsätze von WesternGeco im dritten Quartal
2017?
Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren
beliefen sich im dritten Quartal 2017 auf 127 Mio. USD
und im zweiten Quartal 2017 auf 182 Mio. USD.
14)
Wie hoch war der Auftragsbestand von
WesternGeco am Ende des dritten Quartals 2017?
Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit
Kunden am Ende des dritten Quartals 2017 betrug
489 Mio. USD. Zum Ende des zweiten Quartals 2017 betrug
er 566 Mio. USD.
15)
Wie hoch war der Bestell- und
Auftragsbestand für die Segmente OneSubsea und Drilling Systems der
Cameron Group?
Der Bestell- und Auftragsbestand für OneSubsea und Drilling Systems
war wie folgt: (Angaben in Mio.)
Bestellungen
Drittes Quartal2017
Zweites Quartal2017
OneSubsea
347 USD 181 USD Drilling
Systems
156 USD
170 USD
Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraums)
OneSubsea
2.328 USD 2.371 USD Drilling Systems
523 USD
566 USD
Über SchlumbergerSchlumberger ist der weltweit führende
Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten
sowie für Bohr-, F�rder- und Verarbeitungsvorgänge in der Erd�l-
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 F�rderung sowie L�sungen 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 H�he von
27,81 Mrd. USD aus. Weitere Informationen finden Sie
unter www.slb.com.
*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
†Die 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 herk�mmlichen chemischen Quellen verringert. Der rund um den
Pulsed Neutron Generator (PNG) konzipierte EcoScope-Service setzt
Technologien ein, die aus dieser Zusammenarbeit hervorgingen. Der
PNG und die umfassenden Messpakete in einem einzigen Gehäuse sind
Hauptbestandteile des EcoScope-Service, der eine revolutionäre
LWD-Technologie bietet.
Anmerkungen
Schlumberger veranstaltet am Freitag, 20. Oktober 2017,
eine Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zu den
Finanzergebnissen und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz
beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. Um
an dieser �ffentlich 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 20. November 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
428578 ein.
Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter
www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mith�ren angeboten. Ebenfalls
steht Ihnen auf derselben Website bis zum 30. November 2017
eine Wiederholung des Webcast zur Verfügung.
Dieser Ergebnisbericht für das dritte 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
Erd�l- und Erdgasnachfrage und einem entsprechenden Anstieg der
F�rderung, zu den Preisen von Erd�l und Erdgas, zu Verbesserungen
von Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres
Transformationsprogramms, zu Kapitalaufwendungen durch Schlumberger
und in der Erd�l- und Erdgasindustrie, zu den Geschäftsstrategien
der Kunden von Schlumberger, zu den erwarteten Vorteilen der
Cameron-Transaktion, zum Erfolg der SPM-Projekte, Joint Ventures
und Zusammenschlüsse von Schlumberger sowie zu der zukünftigen
globalen Wirtschaftslage und zukünftigen Geschäftsergebnissen.
Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten. Dazu geh�ren
u. a. die Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei Ausgaben für
Exploration und F�rderung aufseiten der Kunden von Schlumberger
sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung
von Erd�l und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche, politische und
geschäftliche Situationen in Schlüsselregionen der Welt,
Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und sonstige jahreszeitlich
bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen, Verz�gerungen oder
Stornierungen, Rückgänge bei F�rderungen, Änderungen von
beh�rdlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich
der Vorschriften zur Erd�l- und Erdgasexploration in
Offshore-Gebieten, zu radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln,
Chemikalien, Fracking-Dienstleistungen und Initiativen zum
Klimaschutz, aber auch die M�glichkeit, dass Technologien neuen
Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden, dass
wichtige Mitarbeiter nicht im Unternehmen gehalten werden k�nnen,
sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem
Ergebnisbericht für das dritte Quartal 2017 und auf unseren
aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K aufgeführt sind, die bei
der US-amerikanischen B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC eingereicht
wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer Risiken und
Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Entwicklungen) eintreten
oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen
sollten, k�nnen die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren
Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen.
Schlumberger verneint jegliche Absicht zur Überarbeitung oder
�ffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer
Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger
Gegebenheiten und lehnt jegliche derartige Verpflichtung ab.
Die Ausgangssprache, in der der Originaltext ver�ffentlicht
wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen
werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die
Sprachversion, die im Original ver�ffentlicht wurde, ist
rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen
Sprachversion der Ver�ffentlichung ab.
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Simon Farrant – Schlumberger Limited, Vorstand Investor
RelationsJoy V. Domingo – Schlumberger Limited, Leiterin
Investor RelationsBüro +1 (713)
375-3535investor-relations@slb.com
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Aug 2024 to Sep 2024
Schlumberger (NYSE:SLB)
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From Sep 2023 to Sep 2024