- Umsätze in H�he von 9,0 Milliarden
US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 12 Prozent
zurück
- Gewinn je Aktie von 0,88 US-Dollar
ohne Belastungen und Gutschriften 17 Prozent niedriger
gegenüber Vorquartal
- Barmittelzufluss von
1,5 Milliarden US-Dollar bildete 132 Prozent des
Gewinns
- Im Quartalsvergleich betrug der
Rückgang der operativen Marge 23 Prozent
- 5,8 Millionen Aktien während des
Quartals für 520 Millionen US-Dollar zurückgekauft
Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute die Ergebnisse für das
zweite Quartal 2015 ausgewiesen.
(Angaben in Millionen US-Dollar,
außer Angaben je Aktie)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2015
31. März 2015 30. Juni 2014
gegenüber
Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
$
9.010 $ 10.248 $ 12.054
-12 % -25
% Betriebsergebnis vor Steuern
1.708 1.993 2.621
-14 % -35 % Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften*
1.124 1.358 1.800
-17 %
-38 % Verwässerter Gewinn je Aktie aus laufender
Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften*
$ 0,88 $ 1,06 $ 1,37
-17
% -36 % Operative Marge vor Steuern
19,0 % 19,4 % 21,7 %
-49 bps
-278 bps Umsätze in Nordamerika
$
2.361 $ 3.222 $ 3.888
–27 % -39
% Betriebsergebnis vor Steuern in Nordamerika
242 416
700
-42 % -65 % Operative Marge vor
Steuern in Nordamerika
10,2 % 12,9 % 18,0 %
-268 bps -777 bps Internationale
Umsätze
$ 6.525 $ 6.889 $ 8.087
-5 %
-19 % Internationales Betriebsergebnis vor Steuern
1.595 1.661 1.942
-4 % -18 %
Internationale operative Marge vor Steuern
24,5 %
24,1 % 24,0 %
+35 bps +44 bps
*Die Erträge von Schlumberger aus
laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und
Gutschriften betrugen im ersten Quartal 2015 975 Millionen
US-Dollar und im zweiten Quartal 2014 1,8 Milliarden
US-Dollar. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender
Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften
belief sich im ersten Quartal 2015 auf 0,76 US-Dollar und im
zweiten Quartal 2014 auf 1,37 US-Dollar. Im zweiten Quartal
2015 und im ersten Halbjahr 2014 sind weder Belastungen noch
Gutschriften auszuweisen. Weitere Einzelheiten finden sich im
Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.
Paal Kibsgaard, Chairman (Vorstandsvorsitzender) und CEO von
Schlumberger, sagte dazu: „Die Umsätze von Schlumberger im zweiten
Quartal gingen gegenüber dem Vorquartal um zw�lf Prozent
zurück. Dies war auf den drastischen Rückgang der Aktivitäten auf
dem nordamerikanischen Festland zurückzuführen, da die Anzahl der
Bohrplattformen um weitere 40 Prozent sank und die
Preiserosion in Nordamerika und den internationalen Gebieten sich
fortsetzte. Die Umsätze in Nordamerika sanken gegenüber dem
Vorquartal um 27 Prozent, während die internationalen Umsätze
um fünf Prozent niedriger waren, da die Kürzungen des
Kundenbudgets und die preislichen Entgegenkommen sich auf die
Ergebnisse für ein komplettes Quartal auswirkten.
Trotz der anspruchsvolleren Marktbedingungen konnten die
operativen Margen vor Steuern auf Niveaus gehalten werden, die
deutlich über den bisherigen Rückgängen lagen, da es uns gelang,
weiterhin Kosten und Ressourcen proaktiv zu managen, uns sorgfältig
durch das Handelsumfeld zu bewegen und unser
Transformationsprogramm weiter zu beschleunigen. Der Erfolg unserer
Bemühungen lässt sich an den operativen Margen vor Steuern in H�he
von 10,2 Prozent in Nordamerika und von 24,5 Prozent
international erkennen. Gleichzeitig wurde ein Barmittelzufluss von
1,5 Milliarden US-Dollar generiert, was 132 Prozent der
Gewinne ausmachte.
In der ersten Jahreshälfte 2015 fielen die Umsätze gegenüber dem
Vorjahr in Nordamerika um 26 Prozent und international um
14 Prozent. Obwohl diese Rückgänge stärker waren, als die des
Jahres 2009, konnten wir in der ersten Jahreshälfte in Nordamerika
um 37 Prozent, beziehungsweise international um
18 Prozent niedrigere Margen verbuchen. Diese Ergebnisse
stellen eine deutliche Verbesserung gegenüber den entsprechenden
Zahlen dar, die im gleichen Zeitraum 2009 jeweils 70 Prozent
h�her waren.
Bei den Geschäftssegmenten gingen die Umsätze der Production
Group gegenüber dem Vorquartal um 18 Prozent zurück. Dies war
die Folge des beispiellosen Abfalls sowohl der Aktivitäten bei, als
auch der Preise für F�rderservices auf dem nordamerikanischen
Festland. Die Umsätze von Drilling Group und Reservoir
Characterization Group gingen um elf Prozent, beziehungsweise
um fünf Prozent zurück, da sich die Rückgänge bei den
Erschließungsbohrungen und den Services im Zusammenhang mit der
Exploration beruhigten.
Beim Eintritt in die zweite Jahreshälfte bleibt unsere
Sichtbarkeit noch immer begrenzt. Hinsichtlich der Ölversorgung
sind erste Zeichen einer Reduzierung der F�rderung in Nordamerika
zu sehen, während die von der OPEC vermarkteten Lieferungen wieder
zunahmen. Die F�rderung außerhalb von NAM und OPEC wurde in der
ersten Jahreshälfte aufgrund von Rückgängen in Brasilien und Mexiko
schwächer, und angesichts des Wirksamwerdens der niedrigeren
Investitionsniveaus wird eine weitere Schwächung erwartet. Die
neuesten Daten zu den Lieferungen, sowie starke Aussichten für die
globale Nachfrage nach Öl deuten sogar angesichts zusätzlicher
Lieferungen aus dem Iran auf eine Verschärfung des globalen
Verhältnisses von Angebot und Nachfrage hin.
Es wird jetzt davon ausgegangen, dass die Investitionen in
Exploration und F�rderung (E&P) in Nordamerika aufgrund
geringerer Aktivitäten auf dem Festland und erh�hten Preisdrucks im
Jahr 2015 um über 35 Prozent zurückgehen werden. Wir glauben,
dass die Zahl der Bohrplattformen jetzt ihren Tiefpunkt erreicht
hat, und dass in der zweiten Jahreshälfte ein leichter Anstieg
sowohl bei den Bohr- als auch den Fertigstellungsaktivitäten auf
dem Festland erfolgen k�nnte.
Für den internationalen Markt wird jetzt davon ausgegangen, dass
die Ausgaben für E&P um über 15 Prozent sinken werden. Wir
erwarten keine Berichtigungen der aktuellen Budgets für 2015 nach
oben, k�nnen mit geringen Explorationsaktivitäten, striktem
Management der entwicklungsbezogenen Ausgaben und anhaltendem
Preisdruck aber eine Fortsetzung der Trends der ersten Jahreshälfte
beobachten.
Auf diesem anspruchsvollen Markt bleiben wir auf das
konzentriert, was wir kontrollieren k�nnen, also unsere Kosten- und
Ressourcenbasis, den Einsatz unserer Technologien und unserer
Expertise, sowie die Qualität und Integrität der Produkte und
Dienstleistungen, die wir unseren Kunden bieten. Den Erfolg dieses
Ansatzes kann man an unseren internationalen Margen erkennen, die
trotz des Abfalls der Umsätze stark waren, sowie an unserer
Fähigkeit, unsere Leistung in Nordamerika zu maximieren.
Wir bleiben sehr zuversichtlich, dass wir den aktuellen Rückgang
besser als unsere Umgebung und besser als bei bisherigen Rückgängen
überstehen k�nnen. Unsere internationale Stärke, unsere technische
Differenzierung, sowie die beschleunigte Transformation unseres
Unternehmens schaffen für uns eine hervorragende Plattform. Damit
k�nnen wir unseren Umsatzmarktanteil erh�hen, geringere
Reduzierungen des Gewinns je Aktie erzielen, als unsere
Branchenkollegen, und weiterhin Betriebskapital und
Investitionsaufwand reduzieren – und gleichzeitig einen h�heren
Barmittelzufluss generieren.”
Sonstige Ereignisse
In diesem Quartal kaufte Schlumberger 5,8 Millionen
Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 90,01 US-Dollar
für insgesamt 520 Millionen US-Dollar zurück.
Nordamerika
Der Umsatz in Nordamerika betrug im zweiten Quartal
2,4 Milliarden US-Dollar, ein Quartalsrückgang von
27 Prozent. In den USA und Westkanada ging der Umsatz zurück,
weil der F�rderdruck sank und der Preisdruck anhielt, was auf den
Rückgang der Zahl der Bohranlagen auf dem Festland um
40 Prozent zurückzuführen war, verschärft durch den frühen
Einsatz des Frühlingsaufbruchs in Kanada. Im US-amerikanischen Teil
des Golfs von Mexiko gingen die Umsätze zurück, da die Anzahl der
Tiefsee-Bohrplattformen sank und die Aktivitäten sich von der
Exploration hin zu Erschließung und Fertigstellung verlagerten.
Die operative Marge vor Steuern ging wegen verringerten
F�rderdrucks und Preisschwäche auf dem nordamerikanischen Festland
im Quartalsvergleich um 268 Basispunkte (bps) auf
10,2 Prozent zurück. Aufgrund des ungünstigen Umsatzmixes, der
eine Folge der Verlagerung von Tiefsee-Explorationsarbeiten mit
hoher Gewinnmarge hin zu Erschließungs- und
Fertigstellungsaktivitäten war, ging die operative Marge im
Offshorebereich zurück. Trotz der Heftigkeit des Umsatzrückgangs in
Nordamerika erlaubte die Konzentration auf die Ausführung und
schnelles Handeln beim Kostenmanagement ein Auffangen des
Margenrückgangs gegenüber dem Vorquartal bei 20 Prozent.
Auf dem Festland sind die Preise in einigen Becken auf
unhaltbare Preise gesunken. Druckpumpen wurden daher eingelagert
und Crews neu zugewiesen. In anderen Becken wurde die
Hydraulic-Fracturing-Flotte weiterhin eingesetzt, um Marktanteile
zu sichern und neue technische M�glichkeiten auszuloten.
In der ersten Jahreshälfte 2015 fielen die Umsätze gegenüber dem
Vorjahr in Nordamerika um 26 Prozent ab. Dieser Rückgang ist
schwerwiegender, als der im gleichen Zeitraum erfolgte Rückgang um
24 Prozent im Jahr 2009. Dennoch lag der Rückgang der Marge
bei 37 Prozent. Dies stellt gegenüber den für den gleichen
Zeitraum während des letzten Rückgangs verbuchten 72 Prozent
eine deutliche Verbesserung dar. Die operative Marge vor Steuern in
der ersten Jahreshälfte 2015 ging gegenüber dem Vorjahr um
648 Basispunkte (bps) zurück. Das ist weniger als die Hälfte
des für die erste Jahreshälfte 2009 berichteten Abfalls um
1.487 bps. Die Stärke dieser Leistung wurde durch zeitnahes
Kosten- und Ressourcenmanagement, die zunehmenden Auswirkungen
unseres Transformationsprogrammes, starke neue Technologieverkäufe
und effizientes Lieferkettenmanagement unterstützt.
Im zweiten Quartal trugen neue Technologien von Schlumberger zur
Steigerung der F�rderung und der betrieblichen Effizienz in
Nordamerika bei.
Im Südosten New Mexicos nutzte Well Services ein Kompositfluid
mit niedriger Viskosität aus der BroadBand*-Produktgruppe von
unkonventionellen Reservoir-Abschlussservices für Endeavor Energy
Resources, LP, um eine neue Bohrung im Permian Basin mit einer
Plug-and-Perf-Fertigstellung zu stimulieren. Im Vergleich zu den
sechs nächsten Ausgleichsbohrungen, die mit Schlickwasser und
ähnlichen Stützmitteln fertiggestellt wurden, übertraf die
Gesamt�lf�rderung der neuen Bohrung nach 120 Tagen sämtliche
Ausgleichsbohrungen um über 33 Prozent.
Im Süden von Texas nutzte Well Services den Fracturing-Service
BroadBand Sequence* für Encana, um die F�rderung zu beschleunigen
und die Gewinnung in älteren Bohrungen in den Schiefergebieten
Eagle Ford und Haynesville zu erh�hen. Im Eagle Ford Shale wurde
die Ölf�rderung durch Refracturing von 50 bbl/d auf
650 bbl/d und der Fließdruck von 250 psi auf
5000 psi erh�ht. Und im Gasbohrloch Haynesville Shale stieg
die F�rderung von 100 Mscf/d auf 5000 Mscf/d, während der
Fließdruck von 1500 psi auf 6000 psi stieg.
In North Dakota nutzte Drilling & Measurements die
steuerbare Rotary-Systemtechnologie PowerDrive Orbit* für WPX
Energy, um drei abgelenkte Lateralbohrabschnitte in der Formation
Middle Bakken zu bohren. Angesichts des einzigartigen
Pad-Antriebsdesigns und der Push-the-Bit-Technologie konnten mit
dem System PowerDrive Orbit die Herausforderungen bei der
Verlaufskontrolle gemeistert werden, die sich mit konventionellen
Bohrgarnituren stellen, und drei qualitativ hochwertige laterale
Bohrungen konnten innerhalb der Zone getätigt werden. Ähnliche
Ergebnisse konnten bei einer 14.717 Fuß langen abgelenkten
Lateralbohrung wiederholt werden. Dies stellt den längsten mit
steuerbarer Rotary-Technologie gebohrten horizontalen Abschnitt in
dem Gebiet dar.
Im Süden von Texas nutzte M-I SWACO SCREEN PULSE*-Fluide und
Cutting-Trenntechnologie für Statoil, um zur Beibehaltung idealer
Bohrbedingungen und zur Minimierung von Entsorgungskosten und
Spülungsverlusten in einer Bohrumgebung mit hohem Bohrfortschritt
im Eagle Ford Shale beizutragen. Zuvor wurden mit großen Mengen von
Cuttings signifikante Mengen von synthetischem Schlamm
(Synthetic-Base Mud, SBM) über die Oberfläche der Schwingsiebe
transportiert, und es konnte weniger daraus gewonnen werden. Mit
Hilfe der Technologie SCREEN PULSE konnte der Kunde für die ersten
beiden vorgenommen Bohrungen Nettoeinsparungen von
68.000 US-Dollar erreichen, da die durchschnittlichen
SBM-Kosten pro Fuß um 30 Prozent, und die Entsorgungskosten um
13 Prozent geringer waren.
In Kalifornien nutzte Wireline die
Reservoir-Sättigungstechnologie RSTPro* für einen großen Kunden aus
der Öl- und Gasbranche im Feld Kern River. Beim Service RSTPro
kommt vollständige Spektralanalyse zum Einsatz, um die
Elementkonzentrationen zu messen, unter anderem das
salinitätsunabhängige Verhältnis von Kohlenstoff und Sauerstoff. In
Kombination mit den Interpretationsl�sungen von Schlumberger
Petrotechnical Services erm�glichte die Nutzung der Technologie die
Charakterisierung der Schwer�lsättigung und konnte dieses
Brownfield-Projekt so zu neuem Leben erwecken. Das
Reservoir-Monitoring-Projekt Kern River kann in diesem Jahr auf 20
Jahre Sättigungsüberwachung zurückblicken, und die Gesamtf�rderung
des Feldes liegt jetzt bei über zwei Milliarden Barrel Öl.
Im US-amerikanischen Golf von Mexiko wurde der modulare
Formationsdynamiktester Wireline MDT* zusammen mit der Technologie
Quicksilver Probe* und einem InSitu Fluid Analyzer*-System für
Chevron eingesetzt, um Reservoirmessungen an den Standorten
Guadalupe und Anchor vorzunehmen. Die Kombination von
Schlumberger-Technologien trug zur Gewinnung von Mustern mit
geringer Kontaminierung und zur Durchführung von
Bohrloch-Fluidanalysen in Echtzeit bei. Die Ergebnisse wurden
verwendet, um die Reservoir-Konnektivität zu bestimmen und ein
besseres Verständnis der Dichteigenschaften und des
Fluidbeschickungs-Verhaltens zu gewinnen. Durch den Einsatz der
Bohrloch-Fluidanalysetechnologie von Schlumberger konnte der Wert
von Entscheidungsfindung in Echtzeit bei der Charakterisierung von
Reservoirs bestätigt werden.
In den Atlantischen Provinzen Kanadas konnte das Schlumberger
Integrated Project Management (IPM) in einer anspruchsvollen
Tiefseeumgebung vor der Küste Neufundlands Bau und Bewertung der
ersten für Statoil vorgenommenen Bohrung abschließen. Die Arbeiten
wurden im Rahmen eines integrierten Vierjahresvertrags
abgeschlossen, der die komplette Suite von Services für das
Explorations- und Einschätzungsprojekt Flemish Pass abdeckt. Trotz
wetterbedingter Schwierigkeiten hat es die Effizienz des
integrierten Serviceangebots erm�glicht, dass das Projekt die
internen Zielvorgaben des Kunden erfüllte. Neue
Schlumberger-Technologien wie der photorealistische
Reservoirgeologie-Service Wireline Quanta Geo* trugen zur Senkung
der unterirdischen Risiken bei und waren nützlich für die
Charakterisierung der komplexen Formationen. Das steuerbare
Rotary-System PowerDrive Orbit*, das konische Diamantelement Smith
Bits Stinger* und die Fluid-Logging- und -Analysetechnologien
Geoservices FLAIR* von Drilling & Measurements trugen außerdem
durch Verbesserung der Bohreffizienz, Gewährleistung der
Bohrlochintegrität und Optimierung der Bohrplatzierung zur Erh�hung
der Leistung bei. Aufgrund der Unterstützung durch
Schlumberger-Technologien und aufgrund des integrierten Ansatzes
rechnete Statoil einige Bohrabschnitte zu seinen besten
Bohrleistungen weltweit.
Internationale Gebiete
Die Umsätze für die internationalen Gebiete in H�he von
6,5 Milliarden US-Dollar gingen aufgrund von Budgetkürzungen
der Kunden und von anhaltenden Preisreduzierungen gegenüber dem
Vorquartal um fünf Prozent zurück.
Die Umsätze des Bereichs Naher und Mittlerer Osten und
Asien in H�he von 2,6 Milliarden US-Dollar gingen
gegenüber dem Vorquartal um fünf Prozent zurück, vor allem
aufgrund geringerer Aktivitäten im Raum Asien/Pazifik und in
Australien aufgrund Kürzungen der Explorationsbudgets durch die
Kunden. Die Aktivitäten in Indien gingen durch Projektverz�gerungen
zurück, während die Aktivitäten im Irak und in China weiterhin
verhalten waren. Die GeoMarkets im Nahen und Mittleren Osten
blieben bei h�heren Aktivitäten stabil, vor allem in Saudi-Arabien,
den Vereinigten Arabischen Emiraten und in Kuwait. Die Umsätze in
der Region gingen jedoch leicht zurück, da sich die
Preisreduzierungen auf die Ergebnisse für ein komplettes Quartal
auswirkten.
Die Umsätze für das Gebiet Europa/GUS/Afrika in H�he
von 2,4 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal
um fünf Prozent zurück, vor allem aufgrund der Situation in
Subsahara-Afrika, wo die Exploration zurückging und Bohrinseln
abgebaut wurden. Der Budgetdruck der Kunden in Angola und
Verz�gerungen in Nigeria wirkten sich ebenfalls auf die Ergebnisse
aus. Russland erholte sich mit einem saisonalen Zuwachs bei den
konventionellen Festlandaktivitäten, während sich der russische
Rubel etwas erholte. Die Umsätze in der Nordsee gingen aufgrund der
geringeren Zahl von Bohrplattformen, des Preisdrucks und einer
anhaltenden Verlagerung von Explorations- zu
Erschließungsaktivitäten zurück. Die Aktivitäten in Nordafrika
nahmen leicht zu, während die Arbeiten in Libyen aufgrund der
unveränderten Sicherheitslage weiterhin eingeschränkt blieben.
Die Umsätze im Gebiet Lateinamerika in H�he von
1,5 Milliarden US-Dollar fielen wegen geringerer Aktivitäten
in Mexiko, Brasilien und Kolumbien aufgrund anhaltender Kürzungen
der Kundenbudgets um sieben Prozent ab. Diese Reduzierung
wurde teilweise durch die starke Exploration und einen Hochlauf der
Aktivitäten auf dem GeoMarket Venezuela, Trinidad und Tobago
aufgewogen. Die Aktivitäten in Argentinien und Ecuador blieben
stabil.
Die operative Marge vor Steuern in den internationalen Gebieten
stieg gegenüber dem Vorquartal mit 24,5 Prozent um
35 bps. Die operative Marge vor Steuern im Nahen Osten und in
Asien stieg um 8 bps auf 28,7 Prozent, während sie in
Lateinamerika um 81 bps auf 22,3 Prozent expandierte, und
in Europa/GUS/Afrika um 29 bps auf 21,3 Prozent stieg.
Trotz des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal und der immer
ungünstigeren Verlagerung des Umsatzmixes expandierten die
operativen Margen und limitierten den Margenrückgang gegenüber dem
Vorquartal auf 18 Prozent.
Für die erste Jahreshälfte 2015 fielen die Umsätze gegenüber dem
Vorjahr in den internationalen Gebieten um 14 Prozent. Dies
ist schwerwiegender als der Rückgang um 5 Prozent im gleichen
Zeitraum im Jahr 2009. Dennoch lag der Margenrückgang bei
18 Prozent. Das ist eine deutliche Verbesserung gegenüber den
73 Prozent, die für den entsprechenden Zeitraum während des
letzten Rückgangs verbucht wurden. Die operative Marge vor Steuern
für die erste Jahreshälfte 2015 expandierte um 85 bps. Im
Vergleich dazu wurde im gleichen Zeitraum im Jahr 2009 ein Rückgang
der Marge um 269 bps verzeichnet. Die Stärke dieser Leistungen
war das Ergebnis proaktiven Kosten- und Ressourcenmanagements,
stabiler Umsätze mit neuen Technologien und der Beschleunigung des
Transformationsprogrammes mit Schwerpunkt auf der
Mitarbeiterproduktivität, Ressourcennutzung und Reduzierung der
Unit-Supportkosten.
Im Laufe des Quartals gab es im internationalen Bereich eine
Reihe von H�hepunkten im Zusammenhang mit Integrationen.
Saudi Aramco vergab an Schlumberger einen
Multiservice-Zweijahresvertrag inklusive Stimulations- und
Testtechnologien für unkonventionelle Gasprojekte innerhalb des
K�nigreichs Saudi-Arabien. Das Projekt umfasst neue
unkonventionelle Reservoirtechnologien, die zur Optimierung der
Leistungsstimulation in dem Land getestet werden.
In den Ländern des Golf-Kooperationsrates wurden für
Schlumberger drei Verträge verlängert, und das Unternehmen erhielt
einen neuen Vertrag. Der Gesamtwert der Verträge wird auf
600 Millionen US-Dollar geschätzt. Die Verlängerungen der
Verträge für Drilling & Measurements und Wireline Services um
fünf Jahre umfassen den Einsatz von Technologien wie der
steuerbaren Rotary-Technologie mit schneller Ansprechzeit
PowerDrive Archer*, von MicroScope*-Services für Resistivität und
Bildgebung während der Bohrung und des hochaufl�senden
Spektroskopie-Loggings mit Litho Scanner*. Die dritte
Vertragsverlängerung für Artificial-Lift-Services mit den
elektrischen Hochtemperatur-Tauchpumpensystemen des Typs REDA*
Hotline beträgt dreieinhalb Jahre. Der neue Vertrag wurde ebenfalls
für fünf Jahre für Zementiertechnologien von Well Services
vergeben.
Schlumberger unterzeichnete einen leistungsbasierten Vertrag
über vier Jahre im Wert von etwa 395 Millionen US-Dollar für
die Bereitstellung integrierter Bohrloch-Konstruktionsservices für
die Erschließung eines Schwer�lfeldes in der mexikanischen See.
Schlumberger wird im Rahmen des Vertrages sämtliche Bohr- und
Fertigstellungsservices übernehmen. Dazu geh�ren Projektmanagement,
direktionales Bohren, Messen während des Bohrens, Logging während
des Bohrens, Mud Logging, Wireline, Bohrflüssigkeiten, Bohrk�pfe,
Fishing, Zementierung, Coiled Tubing, untere Fertigstellung und
Bohrlocherprobung. Der Beginn der ersten Bohrung ist für
August 2015 geplant.
Im Irak vergab ENI einen integrierten Dreijahresvertrag für den
Bau eines Bohrloches an Schlumberger. Dazu geh�ren
30 Bohrungen, inklusive der Bereitstellung von
Landbohrplattformen, direktionalem Bohren, Messen während des
Bohrens, Logging während des Bohrens, Bohrk�pfen, Fishing,
Zementierung, Bohrflüssigkeiten, Mud Logging, Bohrlochreinigung und
Wireline-Services. Schlumberger hat im Rahmen ähnlicher
integrierter Vertragsmodelle bereits Bohrungen für ENI übernommen,
und die aktuelle Vergabe bietet Kontinuität bei der laufenden
Erschließung des Feldes.
In Norwegen vergab die Statoil Petroleum AS einen Vertrag im
Wert von etwa 135 Millionen US-Dollar an M-I SWACO. Er
betrifft die Lieferung von Glykolen zur Versorgung sämtlicher
Raffinerieverfahren des Unternehmens auf See und auf dem Festland.
Der Vertrag geht über viereinhalb Jahre und kann optional zweimal
um je drei Jahre verlängert werden.
In Aserbaidschan hat BP an Caspian Geophysical, ein Joint
Venture von WesternGeco und SOCAR, einen Vertrag zur Durchführung
seismischer Erhebungen inklusive 2D-, 3D- und 4D-Durchführung im
Kaspischen Meer vergeben. Es wird davon ausgegangen, dass die
Durchführung der Erhebungen etwa sechs Monate dauern und mit der
seismischen Point-Receiver-Technologie Q-Marine* erfolgen wird.
Dies ist das erste Mal, dass dieses hochwertige System für die
seismische Akquisition im Kaspischen Meer eingesetzt wird. Die
Projekte werden in enger Zusammenarbeit mit WesternGeco und Caspian
Geophysical durchgeführt.
Reservoir Characterization Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer
Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2015
31. März 2015 30. Juni 2014
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz
$ 2.425 $ 2.552 $ 3.231
-5 %
-25 % Betriebsergebnis vor Steuern
642 655 933
-2 % -31 % Operative Marge vor Steuern
26,5 % 25,6 % 28,9 %
84 bps
-239 bps Rückgang der operativen Marge
10
% 36 %
Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in H�he von
2,4 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um
fünf Prozent zurück, vor allem aufgrund anhaltender Kürzungen
bei den Explorationsausgaben, die sich auf die Aktivitäten von
Wireline and Testing Services in Europa/GUS und Afrika, dem
US-amerikanischen Golf von Mexiko und Australien auswirkten. Der
Rückgang wurde teilweise durch verstärkte Verkäufe von
Software-Lizenzen sowie durch die Umsätze von WesternGeco
aufgewogen, die sich durch h�here seismische Aktivitäten auf dem
Festland in Nordafrika und in den Vereinigten Arabischen Emiraten
leicht verbesserten.
Die operative Marge vor Steuern von 26,5 Prozent war trotz
eines Rückgangs um 10 Prozent gegenüber dem Vorquartal um
84 bps h�her, da ein ungünstiger Umsatzmix durch den Beitrag
verstärkter Verkäufe von Softwarelizenzen mit h�herer Marge
aufgewogen wurde.
Zusätzlich zu den Auftragsvergaben im Quartal unterstützten neue
Technologien der Reservoir-Characterization-Gruppe Kunden bei der
Charakterisierung komplexer Reservoirs, der Optimierung der
Bohrf�rderung und der Reservoirgewinnung, sowie bei der
Verbesserung der betrieblichen Effizienz.
In Australien führte Wireline die
Wireline-Traktor-Geländetechnologie UltraTRAC* für Origin Energy
ein, mit der im Otway-Becken vor der Küste Victorias
Reservoirproben entnommen und Druckmessungen vorgenommen werden
sollen. Mit der UltraTRAC-Technologie k�nnen bei anspruchsvollen
Bohrbedingungen und in hohen, abgelenkten Bohrl�chern große
Nutzlasten übermittelt werden. In Kombination mit der
Radialsondentechnologie Saturn* 3D, mit der die Entnahme von Proben
in anspruchsvollen Umgebungen m�glich ist, war dies die erste
Einführung dieser beiden Technologien bei abgelenkten Bohrungen in
Australien. Mit der effizienten Kombination von
Wireline-Technologien konnte der Kunde im Vergleich zu
konventionellen Loggingmethoden über Rohre etwa fünf Tage Bohrzeit
einsparen.
Vor der Küste der Niederlande nutzte Wireline ein
polymerummanteltes Wireline-Monokabel des Typs StreamLINE* für
Wintershall Noordzee BV zum Transport einer Perforationspistole in
einem tiefen, geneigt gerichteten Hochdruckbohrloch mit hoher
Temperatur in der Nordsee. Der Reibungskoeffizient von
StreamLINE-Kabeln ist halb so groß, wie mit dem entsprechenden
geflochtenen Standardseil zur Senkung des Kabeldrucks. Die
Perforation konnte so in einem, statt in zwei Durchgängen
fertiggestellt werden, was für den Erfolg der Operation
entscheidend war. Die L�sung erm�glichte dem Kunden die Einsparung
von zw�lf Stunden Betriebszeit und schätzungsweise
175.000 US-Dollar.
Vor der Küste Mexikos setzte Wireline die
Radialsondentechnologie Saturn 3D und die XL-Rock*-Technologien für
großvolumige Rotary-Seitenwandbohrungen für PEMEX ein, um Fluid-
und Gesteinsproben aus einer Tiefseebohrung in der Middle Miocene
Formation zu gewinnen. Außerdem trug die Kombination der Messungen
mit dem dreiachsigen Induktionswerkzeug Rt Scanner* mit Bildern der
�lbasierten Microimager-Technologie OBMI* zur Offenlegung des
Vorhandenseins neuer Reserven bei. Diese Informationen erm�glichten
es dem Kunden, eine neue Explorationsstrategie auszuarbeiten.
In Oman wurden Wireline-Technologien für Petroleum Development
of Oman (PDO) eingesetzt, um das heterogene Karbonatreservoir
Shuaiba in einer anspruchsvollen Ölschlamm-Umgebung (Oil-Base-Mud,
OBM) darzustellen. Die photorealistische
Reservoirgeologie-Technologie Quanta Geo wurde in Oman zum ersten
Mal eingesetzt, um die OBM-Schwierigkeiten zu meistern und die
Mikrofrakturen zu erkennen, die durch das modulare
Dynamiktestwerkzeug MDT entstehen, das mit Hochleistungspackern und
einer Hochdruckpumpe ausgestattet ist. Infolgedessen war PDO in der
Lage, eine Aufschlüsselung der geologischen und geophysischen
Eigenschaften zu erhalten, um den Felderschließungsplan zu
aktualisieren und den Fertigstellungsplan zu optimieren.
In Venezuela wurde die Through-the-Bit-Loggingtechnologie
Wireline ThruBit* für PDVSA eingesetzt, um einen vollständigen
petrophysischen Standarddatensatz in stark geneigt gerichteten
Bohrl�chern im Ölfeld Ayacucho von Faja del Orinoco zu erhalten.
Dort waren bisher nur Informationen zu Gammastrahlen und
Resistivität verfügbar. Mit ThruBit-Logging k�nnen in kürzerer Zeit
mit konventionellen Übermittlungsmethoden zuverlässige Logs von
komplizierten Bohrungen erstellt werden. Dies erm�glicht h�here
Präzision bei der Bewertung von Formationen, bei der
Feldmodellierung und der Planung horizontaler Bohrungen.
In Venezuela setzte Wireline außerdem für Petroindependencia,
S.A., ein Joint Venture von PDVSA und Chevron, die
Zementprüftechnologie Isolation Scanner* ein. Damit konnten die
Planung von Verschalungs-Zentralisierungen verbessert und
Zementierungsoperationen im Feld Cerro Negro optimiert werden. Mit
der Kombination der beiden unabhängigen Ultraschallmessungen mit
Isolation Scanner und der effizienten Rückwärts-Traktorkapazitäten
– erm�glicht mit dem Servicetraktor TuffTRAC* für verschalte
Bohrl�cher – konnte die Zonenisolierung in den Bohrl�chern positiv
bestätigt werden.
Im Irak setzte Testing Services für Chevron
Signature*-Quartzanzeigen ein, die durch drahtlose
Muzic*-Telemetrie erm�glicht wurden. So konnten Bohrlochmessungen
von Bohrungen in dem auf dem Festland gelegenen Feld Sarta-2
übertragen werden. In den fünf getesteten Zonen erfassten die
Signature-Anzeigen die Zuverlässigkeit von Bohrlochdaten unter
harten Bedingungen und erm�glichten die kontinuierliche Übertragung
über den globalen Konnektivitäts-, Kooperations- und
Informationsservice InterACT*. Der Kunde erreichte seine Ziele für
die Testbohrung und konnte außerdem durch einen kenntnisreicheren
Entscheidungsfindungsprozess Bohrzeit einsparen.
In den Vereinigten Arabischen Emiraten (VAE) vergab ADCO einen
Vertrag für konventionelle und unkonventionelle
Reservoir-Labor-Bohrkernanalysen an Schlumberger. Der
Dreijahresvertrag mit Option auf weitere zwei Jahre umfasst die
Bereitstellung zentraler Abwicklungs- und Verarbeitungsservices,
routinemäßiger und petrophysischer elektrischer Messungen,
petrologischer sowie geomechanischer Services. Schlumberger wird
zusätzlich zu dem Labor für Fluidanalysen, das sich momentan in
Jebel Ali, VAE befindet, ein Labor für Gesteinsanalysen in Abu
Dhabi er�ffnen, um seinen Kunden eine umfassende Suite integrierter
Gesteins- und Fluidreservoir-Charakterisierungsservices bieten zu
k�nnen.
Drilling Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer
Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2015
31. März 2015 30. Juni 2014
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz
$ 3.511 $ 3.963 $ 4.653
-11 %
-25 % Betriebsergebnis vor Steuern
685 790 981
-13 % -30 % Operative Marge vor Steuern
19,5 % 19,9 % 21,1 %
-44 bps
-157 bps Rückgang der operativen Marge
23
% 26 %
Die Umsätze der Drilling Group in H�he von 3,5 Milliarden
US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 11 Prozent
zurück, vor allem aufgrund eines weiteren Rückgangs der Anzahl der
Bohrplattformen in Nordamerika, der sich auf die Aktivitäten von
Drilling & Measurements und M-I SWACO auswirkte. Geringere
Bohraktivitäten in Subsahara-Afrika, Australien und Kolumbien
trugen ebenfalls zu dem Rückgang bei.
Die operative Marge vor Steuern betrug 19,5 Prozent, sank
also gegenüber dem Vorquartal um 44 bps. Trotz des
Umsatzrückgangs konnte der Rückgang der operativen Marge durch
schnelles Handeln im Bereich des Kostenmanagements auf
23 Prozent begrenzt werden.
Im zweiten Quartal steigerten neue Technologien der Drilling
Group die Leistung durch eine Verbesserung der Bohreffizienz,
Optimierung der Bohrlochplatzierung und die Sicherung der
Integrität der Bohrl�cher.
Im Kaspischen Meer wurden Technologien der Drilling Group für BP
Exploration Caspian Sea Limited eingesetzt, um die 8,5- und
12,25-Zoll-Abschnitte einer Bohrung im Feld Shah Deniz vor der
Küste Aserbaidschans zu übernehmen. Der anspruchsvolle
8,5-Zoll-Abschnitt in Shah Deniz wurde damit zum ersten Mal
überhaupt in einem einzigen Durchgang gebohrt. Der Abschnitt wurde
mit einer Kombination der steuerbaren Rotary-Technologie PowerDrive
Orbit von Drilling & Measurements und einem polykrystallinen
Diamant-Bit (Polycrystalline Diamond Compact, PDC) von Smith mit
der Cutter-Technologie ONYX* gebohrt, die mit der integrierten
Bohrkopf-Designplattform IDEAS* angepasst wurde. In dem Abschnitt
konnte ein Feld-Bohrrekord von 240 Metern in 24 Stunden
aufgestellt werden. Sechs Tage Bohrzeit im Wert von etwa
2,6 Millionen US-Dollar konnten so eingespart werden.
Vor der Küste Brasiliens setzte Drilling Tools & Remedial
die hydraulikbetriebene On-Demand-Ausräumtechnologie Rhino XC* für
Petrobras ein, um einen 2.700 Fuß langen Tangentenabschnitt
einer Tiefseebohrung in einer instabilen Salzformation im
Vorsalz-Ölfeld Lula zu vergr�ßern. Angesichts des Potentials der
Technologie Rhino XC für die Realisierung gr�ßerer L�cher hatte der
Kunde mehr Spielraum und konnte weiterhin einen hohen
Bohrfortschritt (Rate of Penetration, ROP) erzielen. Insgesamt
wurde die Operation in sieben Tagen abgeschlossen. Petrobras konnte
so im Vergleich zu bisherigen Ausgleichsbohrungen, die ohne
Unterschneider vorgenommen wurden, drei Bohrtage einsparen.
Vor der Küste Kanadas stellte Drilling Group Technologies am
Standort Bay du Nord nord�stlich von St. John’s in Neufundland
einen neuen Rekord für Statoil auf. Die konische
Diamantelement-Technologie Schlumberger StingBlade* trug in
Kombination mit den Services von Drilling & Measurements, Smith
Bits, M-I SWACO, Geoservices und Drilling Tools & Remedial
Services zur Bohrung des steigleitungslosen 17,5-Zoll-Abschnitts
einer Tiefseebohrung mit einem ROP von 169,1 m/h bei. So
konnte ein neuer Weltrekord für Statoil aufgestellt und der
bisherige Rekord um 72 Prozent übertroffen werden. Außerdem
konnte mit den Technologien der Drilling Group mit einem
durchschnittlichen ROP von 35 m/h durch mehrere harte
Stringer-Formationen gebohrt werden – im Vergleich zu einem
historischen Durchschnitts-ROP von 3 m/h für diese
Formationen. Die Tiefseebohrung konnte in einem einzigen Durchgang
komplett vorgenommen werden.
In Mexiko nutzte Drilling & Measurements die Technologie 3D
VSP* für die Erstellung vertikaler seismischer Profile, sowie die
Services seismicVISION* für seismische Erhebungen beim Bohren und
sonicVISION* für Ultraschallmessungen beim Bohren für die nationale
Ölgesellschaft Mexikos, um eine Bohroperation durch und unter dem
Salz für eine Tiefsee-Explorationsbohrung zu optimieren.
Infolgedessen konnte der Kunde den Salzboden lokalisieren, um die
Verschalung in der richtigen Tiefe zu platzieren und gleichzeitig
das Bohrrisiko zu reduzieren.
In Süditalien wurden Technologien der Drilling Group eingesetzt,
um für ENI eine lange horizontale Seitenbohrung durch ein natürlich
frakturiertes Karbonatreservoir im Ölfeld Val d’Agri vorzunehmen
Mit den steuerbaren Rotary-Systeme PowerDrive X6* und PowerDrive
vorteX* von Drilling & Measurements in Kombination mit
Bohrk�pfen von Smith, die mit der integrierten
Bohrkopf-Designplattform IDEAS* angepasst wurden, konnte ein
komplexer 3D-Verlauf und ein 2.200 m langer horizontaler
Abschnitt effizient gebohrt und gleichzeitig eine präzise
Bohrplatzierung im Reservoir gewährleistet werden. Speziell die
Technologie PowerDrive vorteX erm�glichte im Vergleich zur Leistung
konventioneller steuerbarer Rotary-Systeme bei Ausgleichsbohrungen
eine Verbesserung des ROP um das Doppelte. Infolge der Nutzung der
Technologien der Drilling Group, unterstützt durch ein interaktives
OSC*-Supportzentrum für den Bohrbetrieb, konnte die Nebenbohrung
nach Plan durchgeführt werden. Der Kunde konnte so 20 Tage
Bohrzeit im Wert von etwa 1,4 Millionen US-Dollar
einsparen.
In Kolumbien trug die Bohrkopftechnologie von Smith dazu bei,
dass EQUION ENERGIA die Bohrleistung in der Mirador-Formation im
Llanos-Becken verbessern konnte. Mit rollenden PDC-Cuttern des Typs
ONYX 360* konnte die Bit-Haltbarkeit durch eine Drehung um
360 Grad erh�ht werden, so dass die gesamte Diamantkante die
Formation durchbohren und die Lauflänge um bis zu 57 Prozent.
erh�hen konnte. Der Kunde konnte aufgrund niedrigerer Bohrkosten
und von weniger Schäden an den Bits 5,5 Tage Bohrzeit im Wert
von etwa 896.000 US-Dollar einsparen.
In Kasachstan konnte die Hilong Petroleum Engineering Company
mit der konischen Diamantbit-Technologie Schlumberger Stinger in
Kombination mit einem drehmomentstarken Verstellmotor die
Bohrleistung im 8,5-Zoll-Abschnitt einer Bohrung auf dem Festland
im Gasfeld Pridorozhnoye verbessern. Durch die Kombination
hervorragender Stoßfestigkeit und Verschleißbeständigkeit mit einer
konischen Form erm�glichte die Stinger-Elementtechnologie einen
längeren und schnelleren Durchgang durch die anspruchsvolle
feuersteinhaltige Kalksteinformation mit einem ROP von
55 Prozent – im Vergleich zu einer Ausgleichsbohrung im
gleichen Feld. Infolgedessen konnte der Kunde die Zeit bis zur
F�rderung verkürzen und war in der Lage, mehr Bohrungen
vorzunehmen, da 27 Tage Bohrzeit im Wert von etwa
486.000 US-Dollar eingespart werden konnten.
Production Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer
Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2015
31. März 2015 30. Juni 2014
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz
$ 3.103 $ 3.767 $ 4.208
-18 %
-26 % Betriebsergebnis vor Steuern
397 549 710
-28 % -44 % Operative Marge vor Steuern
12,8 % 14,6 % 16,9 %
-179 bps
-406 bps Rückgang der operativen Marge
23
% 28 %
Die Umsätze der Production Group in H�he von 3,1 Milliarden
US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 18 Prozent
zurück, wobei über 80 Prozent des Rückgangs auf die
Aktivitäten auf dem nordamerikanischen Festland zurückzuführen war.
Der F�rderdruck fiel weiterhin ab, und der Preisdruck stieg, da die
Anzahl der Bohrplattformen in Nordamerika weiterhin zurückging.
Die operative Marge vor Steuern von 12,8 Prozent ging
gegenüber dem Vorquartal um 179 bps zurück, da im Quartal die
Aktivitäten weiterhin geringer und der Preisdruck h�her war, wobei
die Preise in einigen Becken auf unhaltbare Preise sanken.
Druckpumpen wurden daher eingelagert und Crews neu zugewiesen. In
anderen Becken wurde die Hydraulic-Fracturing-Flotte weiterhin
eingesetzt. Trotz des erheblichen Umsatzverfalls konnte der
Rückgang der operativen Marge durch schnelles Handeln im Bereich
des Kostenmanagements einschließlich der Abstimmung der Ressourcen
auf 23 Prozent begrenzt werden.
Mit Hilfe von Technologien der New Production Group konnten die
Kunden technische Herausforderungen durch Beschleunigung der
F�rderung, verbesserte Gewinnung und h�here betriebliche Effizienz
meistern.
In Saudi-Arabien setzte Schlumberger Completions nach
gemeinsamen Investitionen und kooperativer Produktentwicklung
zusammen mit Saudi Aramco das weltweit erste F�rder- und
Reservoir-Managementsystem des Typs Manara* dort ein, wo Erfassung
und Kontrolle jetzt innerhalb lateraler Bohrungen auf Kammerebene
durchgeführt werden k�nnen. Das Manara-System kontrolliert den
Fluss mit einer variablen elektrischen Drossel und integrierten
Bohrlochsensoren, so dass der Nutzer Kammerf�rderung oder Absenkung
direkt zuweisen kann. Patentierte induktive Kupplungstechnologie
erm�glicht die Verzweigung von Versorgungsleitungen von der
Hauptbohrung in die Seitenbohrungen und schafft so die Grundlage
für zuverlässige Energieversorgung und Kommunikationsübermittlung.
Die Workflows der Softwareplattform Avocet* für F�rderoperationen
erm�glichen Visualisierungen in Echtzeit, bieten dem Nutzer
verbesserte Dateninteraktion und verkürzen die Reaktionszeit für
die Optimierung des Reservoir-Monitoring. Diese bahnbrechende
Fertigstellungsplattform verschiebt die Kapazitäten für
Reservoir-Monitoring von der Bohrung in den Seitenabschnitt der
Kammer. Das bringt das Potential zur signifikanten Erh�hung der
Reservoirgewinnung mit sich.
Die reservoirorientierte Stimulationsbauform Mangrove* auf der
Grundlage der Softwareplattform Petrel E&P wurde jetzt von den
Technologie-Integrationsgruppen (TIG) von Schlumberger seit der
ersten Nutzung im Jahr 2012 für die Planung von über
1000 Bohrungen für über 100 Kunden in 19 Ländern
genutzt. Außerdem haben über 20 Kunden auf vier Kontinenten
diesen einzigartigen Komplett-Workflow von Schlumberger für
unkonventionelle Regionen übernommen, indem sie seit Beginn des
Verkaufs im Jahr 2014 Lizenzen für Mangrove-Software erworben
haben.
In Venezuela setzte Schlumberger Completions das unzementierte
Liner-Hanger-System COLOSSUS UNC* für Petroindependencia, S.A. ein,
um eine rasche Liner-Installation in abgelenkten
Schwer�lbohrl�chern in unkonsolidierten Sandsteinreservoirs mit
Schieferschichten im Feld Cerro Negro zu realisieren. Angesichts
der erheblichen Doglegs der unzementierten Lateralbohrungen war die
Liner-Mobilität entscheidend für den Erfolg. Außerdem musste die
Fertigstellungs-Hardware aufgrund der Notwendigkeit von
Dampfeinspeisungen zur Erm�glichung der F�rderung des Schwer�ls
extreme Temperaturen aushalten. Mit Hilfe der Technologie COLOSSUS
UNC konnten die technischen Herausforderungen gemeistert und die
Liner-Installationszeit von zehn zu eineinviertel Tage pro Bohrung
verkürzt werden. Das bedeutet Einsparungen in H�he von
590.000 US-Dollar, die es dem Kunden erlaubten, seine
F�rderziele für 25 Bohrungen zu erreichen.
Vor der dänischen Küste stellte Schlumberger eine integrierte
Bohr-Interventionsl�sung für Maersk Oil bereit, um ein besseres
Verständnis der Wasserf�rderung zu gewinnen und die
Hydrokarbongewinnung im ausgereiften Svend-Ölfeld vor dessen
Stilllegung zu maximieren. Die eingesetzten Technologien sind
Live-CT-F�rderlogging mit ACTive PS*, Reservoirsättigung mit RST
Pro und Imager-Services mit FloScan*. Erste Testbohrungen ergaben,
dass die aus dieser Operation gewonnenen Informationen die Bohrung
soweit optimieren konnten, dass die Wasserf�rderung um ein Drittel
reduziert wurde.
In Mexiko setzte Well Intervention das Coiled-Tubing-System
OptiFIRE* für selektive Perforation und Aktivierung in Echtzeit für
PEMEX ein, um die F�rderung in einem Bohrloch in der Region South
zu erh�hen. Bisher war die Reperforation des Zielgebietes eine
Herausforderung für konventionelle Wireline-Interventionsmethoden,
bei denen das Bohrloch nicht geschlossen oder die F�rderung
verz�gert werden musste. Die Technologie Active OptiFIRE
erm�glichte die präzise Platzierung der Perforationspistolen, und
die Bohrlochdetonation konnte damit in einem einzigen Durchgang
bestätigt werden. Infolgedessen konnte die Interventionssicherheit
verbessert und die Perforationszeit um 75 Prozent verkürzt
werden. Das Bohrloch konnte so effizient gereinigt und gestartet
werden, ohne dass zusätzliche Interventionsausrüstung erforderlich
war.
Well Intervention nutzte ferner die ACTive*-Gruppe von
Live-Bohrloch-Coiled-Tubing-Services vor der Küste Mexikos, um die
F�rderrohre in einem geneigt gerichteten zu erweitern und deren
produktive Lebenszeit durch die Entfernung vom Gas-Öl-Kontakt zu
verlängern. Für diese Anwendung nutzte die ACTive-Technologie
Echtzeitmessungen im Bohrloch, um Verfahren zu interpretieren und
zu optimieren und bei einem Schaden im Bohrloch einzugreifen.
Aufgrund des hohen Komplexitätsgrades erforderte diese Intervention
eine detailorientierte Überprüfung unter technischen, operativen
und logistischen Aspekten. Die Fertigstellung dieser komplett
integrierten Operation dauerte auf einer Rigless-Plattform
15 Tage. So konnten Zeit und Kosten für einen gr�ßeren
Eingriff in einer Bohranlage eingespart werden.
Finanzübersicht
Zusammengefasste konsolidierte
Gewinnrechnung (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben
je Aktie) Zweites Quartal Sechs Monate Zeiträume bis zum
30. Juni
2015 2014
2015
2014 Umsatz
$ 9.010 $ 12.054
$
19.258 $ 23.294 Zinsen und sonstige Erträge
47 64
96 141 Ausgaben Umsatzkosten
7.136 9.269
15.231 18.017 Forschung und technische Entwicklung
279 309
546 593 Vertriebs- und
Verwaltungsgemeinkosten
120 123
239 228
Restrukturierung und Sonstiges (1)
- -
439 - Zinsen
86 90
169 193 Ertrag vor Steuern
$
1.436 $ 2.327
$ 2.730 $ 4.404 Ertragssteuern
(1)
302 506
608 975 Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit
1.134 1.821
2.122 3.429 Verluste
aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit
-
(205 )
- (205 )
Nettogewinn
1.134 1.616
2.122 3.224 Nettogewinn aus
Minderheitsbeteiligungen
10 21
23 37 Auf
Schlumberger entfallender Nettogewinn
$ 1.124
$ 1.595
$ 2.099 $ 3.187
Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt
zuzuordnen: Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit (1)
$
1.124 $ 1.800
$ 2.099 $ 3.392 Verluste aus
ausgelaufener Geschäftstätigkeit
-
(205 )
-
(205 ) Nettogewinn
$ 1.124
$ 1.595
$ 2.099 $ 3.187
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger Erträge
aus laufender Geschäftstätigkeit (1)
$ 0,88 $ 1,37
$ 1,64 $ 2,58 Verluste aus ausgelaufener
Geschäftstätigkeit
- (0,16 )
- (0,16 ) Nettogewinn
$ 0,88 $ 1,21
$
1,64 $ 2,42 Mittelwert der im Umlauf
befindlichen Aktien
1.269 1.300
1.273 1.303
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung
1.280 1.315
1.282 1.316 In
Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)
$ 1.047 $ 996
$
2.089 $ 1.997 (1) Weitere Einzelheiten
finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”. (2)
Enthält Wertminderung des Anlageverm�gens und von Sachanlagen,
Abschreibungen immaterieller Verm�genswerte, Aufwendungen für
seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz (Angaben
in Millionen)
30. Juni 31. Dez. Ressourcen
2015 2014 Umlaufverm�gen Barmittel und
kurzfristige Kapitalanlagen
$ 7.274 $ 7.501
Forderungen
9.569 11.171 Sonstiges aktuelles Umlaufverm�gen
6.018 6.022
22.861
24.694 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
469 442 Anlageverm�gen
14.848 15.396 Seismische
Multiclient-Daten
913 793 Firmenwert (Goodwill)
15.525 15.487 Sonstige immaterielle Verm�genswerte
4.525 4.654 Sonstige Verm�genswerte
5.612 5.438
$
64.753 $ 66.904 Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten Laufende
Verbindlichkeiten und Rückstellungen
$ 7.479 $ 9.246
Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer
1.424 1.647
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger
Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten
4.231 2.765 Auszuschüttende Dividenden
640 518
13.774 14.176
Langfristige Verbindlichkeiten
9.110 10.565
Pensionsnebenleistungen
1.348 1.501 Latente Steuern
1.333 1.296 Sonstige Verbindlichkeiten
1.003 1.317
26.568 28.855
Eigenkapital
38.185
38.049
$ 64.753 $ 66.904
Nettoverbindlichkeiten
„Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich
Barmitteln, kurzfristiger Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit
gehaltener festverzinslicher Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung
ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche
Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind,
weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur
Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden k�nnten.
Einzelheiten zu Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen
hier:
(Angaben in Millionen)
Zeiträume bis zum 30. Juni
Sechsmonatszeitraum2015
ZweitesQuartal2015
Sechsmonatszeitraum2014
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen $ 2.122 $ 1.134 $ 3.429 Restrukturierungs-
und sonstiger Aufwand, zuzüglich Steuern 383 -
-
Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss
von Belastungen und Gutschriften
2.505 1.134 3.429 Wertminderungen und
Abschreibungen (1) 2.089 1.047 1.997 Aufwendungen für Renten und
andere Pensionsnebenleistungen 217 103 190 Aufwendungen für
aktienbasierte Vergütungen 167 87 162 Finanzierung von Renten und
anderen Pensionsnebenleistungen (214 ) (94 ) (127 )
Betriebskapitalerh�hung (2) (837 ) (67 ) (1.090 ) Sonstige
157 104 (342 )
Cashflow aus
laufender Geschäftstätigkeit 4.084
2.314 4.219
Kapitalaufwendungen (1.193 ) (587 ) (1.786 ) SPM-Investitionen (222
) (113 ) (377 ) Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten
(221 ) (120 ) (154 )
Freier Cashflow (3)
2.448 1.494
1.902 Aktienrückkaufprogramm (1.239 ) (520 )
(2.074 ) Ausgeschüttete Dividenden (1.151 ) (639 ) (932 ) Erträge
aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 256 74
492
314 409
(612 ) Firmenakquisitionen und
Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener
Verbindlichkeiten (206 ) (127 ) (964 ) Ausgelaufene
Geschäftstätigkeit – Vereinbarung mir dem US-Justizministerium (233
) (233 ) - Sonstige (86 ) (160 ) (47 ) Anstieg
der Nettoverbindlichkeiten (211 ) (111 ) (1.623 )
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums (5.387 )
(5.487 ) (4.443 ) Nettoverbindlichkeiten $ (5.598 ) $
(5.598 ) $ (6.066 ) Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten
30. Juni2015
31. März2015
31. Dez.2014
30. Juni2014
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 7.274 $ 6.803 $ 7.501 $
6.699 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
469 436 442 480 Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an
langfristigen Verbindlichkeiten (4.231 ) (3.828 ) (2.765 ) (1.505 )
Langfristige Verbindlichkeiten (9.110 ) (8.898 )
(10.565 ) (11.740 ) $ (5.598 ) $ (5.487 ) $ (5.387 )
$ (6.066 ) (1) Enthält Wertminderung des Anlageverm�gens und
von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Verm�genswerte,
Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und
SPM-Investitionen. (2) Enthält Abfindungszahlungen in H�he
von etwa 455 Millionen US-Dollar im zum
30. Juni 2015 zu Ende gegangenen Sechsmonatszeitraum und
210 Millionen US-Dollar im zweiten Quartal 2015. (3)
Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen
und kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die
Geschäftsführung ist der Ansicht, dass es sich hierbei um eine
wichtige Maßnahme handelt, da sie sich auf Gelder bezieht, die zur
Reduzierung von Verbindlichkeiten und Verfolgung von Gelegenheiten
zur Verfügung stehen, die den Aktionärswert durch Akquisitionen und
Ausschüttungen an Aktionäre durch Aktienrückkäufe und Dividenden
steigern.
Belastungen und Gutschriften
Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit
den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der
Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese
Pressemitteilung zum zweiten Quartal auch nicht GAAP-konforme
Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der
US-B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die
Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den
vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Erstes
Quartal 2015 Vor Steuern Steuer
Minderheits-Zinsen
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.733 $ 362 $ 13 $
1.358 $ 1,06 Belegschaftsverkleinerung (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26
) Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (49 )
- -
(49 ) (0,04 ) Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 1.294
$ 306 $ 13 $ 975
$ 0,76
Sechs Monate 2015
Vor Steuern Steuer
Minderheits-Zinsen
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 3.169 $ 664 $ 23 $
2.482 $ 1,94 Belegschaftsverkleinerung (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26
) Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (49 )
- -
(49 ) (0,04 ) Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 2.730
$ 608 $ 23 $ 2.099
$ 1,64 Im zweiten Quartal 2015
und im ersten Halbjahr 2014 sind weder Belastungen noch
Gutschriften auszuweisen. Weitere Einzelheiten zu diesen
Belastungen finden sich im Abschnitt „Ergänzende Informationen”.
Produktgruppen (Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis 30. Juni 2015
31. März 2015 30. Juni 2014
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Reservoircharakterisierung
$ 2.425 $
642 $ 2.552 $ 655 $ 3.231 $ 933 Bohrungen
3.511
685 3.963 790 4.653 981 F�rderung
3.103 397
3.767 549 4.208 710 Ausbuchungen und Sonstiges
(29 )
(16 ) (34 ) (1 ) (38 ) (3 )
Betriebsergebnis vor Steuern
1.708 1.993 2.621 Konzern und
Sonstiges
- (199 ) - (192 ) - (216 )
Zinserträge(1)
- 6 - 8 - 8 Zinsaufwendungen(1)
- (79 ) - (76 ) - (86 ) Belastungen und
Gutschriften
- - -
(439 ) - -
$
9.010 $ 1.436 $ 10.248 $
1.294 $ 12.054 $ 2.327
Geographische Gebiete (Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis 30. Juni 2015
31. März 2015 30. Juni 2014
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Nordamerika
$ 2.361 $ 242 $ 3.222 $ 416
$ 3.888 $ 700 Lateinamerika
1.537 343 1.648 354 1.852
393 Europa/GUS/Afrika
2.413 513 2.538 532 3.268 723
Naher und Mittlerer Osten und Asien
2.575 740 2.703
774 2.966 826 Ausbuchungen und Sonstiges
124
(130 ) 137 (83 ) 80 (21 )
Betriebsergebnis vor Steuern
1.708 1.993 2.621 Konzern und
Sonstiges
- (199 ) - (192 ) - (216 )
Zinserträge(1)
- 6 - 8 - 8 Zinsaufwendungen(1)
- (79 ) - (76 ) - (86 ) Belastungen und
Gutschriften
- - -
(439 ) - -
$
9.010 $ 1.436 $ 10.248 $
1.294 $ 12.054 $ 2.327 (1) Ohne Zinsen,
die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geographischen
Gebiete enthalten sind.
Produktgruppen (Angaben in
Millionen)
Sechsmonatszeitraum zum
30. Juni 2015
30. Juni 2014
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Reservoircharakterisierung
$ 4.977 $
1.297 $ 6.214 $ 1.726 Bohrungen
7.474 1.475
8.984 1.862 F�rderung
6.870 946 8.193 1.433
Ausbuchungen und Sonstiges
(63 ) (17
) (97 ) (32 ) Betriebsergebnis vor Steuern
3.701 4.989 Konzern und Sonstiges
- (390
) - (417 ) Zinserträge(1)
- 14 - 15
Zinsaufwendungen(1)
- (156 ) - (183 )
Belastungen und Gutschriften
-
(439 ) - -
$
19.258 $ 2.730 $ 23.294 $
4.404
Geographische Gebiete (Angaben in
Millionen)
Sechsmonatszeitraum zum
30. Juni 2015 30. Juni 2014
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Nordamerika
$ 5.584 $ 658 $ 7.572 $
1.383 Lateinamerika
3.184 697 3.610 764
Europa/GUS/Afrika
4.951 1.046 6.149 1.308 Naher und
Mittlerer Osten und Asien
5.278 1.514 5.811 1.575
Ausbuchungen und Sonstiges
261 (214 )
152 (41 ) Betriebsergebnis vor Steuern
3.701 4.989
Konzern und Sonstiges
- (390 ) - (417 )
Zinserträge(1)
- 14 - 15 Zinsaufwendungen(1)
-
(156 ) - (183 ) Belastungen und Gutschriften
- (439 ) -
-
$ 19.258 $ 2.730
$ 23.294 $ 4.404 (1) Ohne Zinsen, die in den
Ergebnissen der Produktgruppen und geographischen Gebiete enthalten
sind.
Ergänzende Informationen
1)
Wie ist ein Rückgang der operativen
Marge definiert?
Der Rückgang der operativen Marge entspricht dem Verhältnis der
Änderung des Betriebsergebnisses vor Steuern zur Änderung des
Umsatzes.
2)
Wie hoch war die operative Marge vor
Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge im
zweiten Quartal 2015?
Die Umsatzrendite vor Steuern betrug 19,0 Prozent, und die
Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug
30 Prozent. Im Quartalsvergleich betrug die Abnahme der
operativen Marge 23 Prozent.
3)
Wie hoch war die Umsatzrendite vor
Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge in der
ersten Jahreshälfte 2015?
Die Umsatzrendite vor Steuern betrug 19,2 Prozent, und die
Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug
32 Prozent.
4)
Wie hoch war der freie Cashflow als
Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften im zweiten Quartal 2015?
Der freie Cashflow, inklusive Abfindungszahlungen in H�he von etwa
210 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge
aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 132 Prozent im
zweiten Quartal 2015.
5)
Wie hoch war der freie Cashflow
als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften in der ersten Jahreshälfte 2015?
Der freie Cashflow, inklusive Abfindungszahlungen in H�he von etwa
455 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge
aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 98 Prozent im
ersten Quartal 2015.
6)
Was sind die Erwartungen für
Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2015?
Schlumberger erwartet für 2015 Investitionskosten (mit Ausnahme von
Multiclient- und SPM-Anlagen) in H�he von 2,5 Milliarden
US-Dollar.
7)
Was war in „Zinsen und sonstige
Erträge” für das zweite Quartal 2015 enthalten?
Die „Zinsen und sonstigen Erträge” für das zweite Quartal 2015
beliefen sich auf 47 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte
sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in H�he von
35 Millionen US-Dollar und Zinserträgen in H�he von
12 Millionen US-Dollar zusammen.
8)
Welche Änderungen der Zinserträge und
Zinsaufwendungen sind für das zweite Quartal 2015
auszuweisen?
Die Zinserträge in H�he von
12 Millionen US-Dollar sanken gegenüber dem Vorquartal um eine
Million US-Dollar. Die Zinsaufwendungen waren mit 86 Millionen
US-Dollar um vier Millionen US-Dollar niedriger als im
Vorquartal.
9)
Was ist der Unterschied zwischen dem
„Betriebsergebnis vor Steuern” und den konsolidierten Erträgen von
Schlumberger vor Steuern?
Der Unterschied besteht in Posten, die sich auf den Konzern
beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie
Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten
zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und
Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen
Verm�genswerten sowie gewisse zentral verwaltete Initiativen.
10)
Wie hoch war der effektive Steuersatz
(Effective Tax Rate, ETR) unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften für das zweite Quartal 2015?
Der ETR für das zweite Quartal 2015 ohne
Belastungen und Gutschriften betrug 21,1 Prozent, was im
Vergleich zu 20,9 Prozent ohne Belastungen und Gutschriften im
ersten Quartal 2015 steht. Im zweiten Quartal 2015 sind weder
Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
Der effektive Steuersatz für das erste
Quartal 2015 einschließlich Belastungen und Gutschriften betrug
23,6 Prozent.
11)
Wie viele Stammaktien waren zum
30. Juni 2015 im Umlauf, und wie veränderte sich dies
gegenüber dem Ende des letzten Quartals?
Zum 30. Juni 2015 waren
1,265 Milliarden Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle
zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom
31. März 2015 bis zum 30. Juni 2015.
(Angaben in Millionen)
Ausgegebene Aktien zum 31. März 2015 1.270 An
Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien 1
Übertragung von Belegschaftsaktien - Gemäß
Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien -
Aktienrückkaufprogramm (6 ) Zum 30. Juni 2015 im Umlauf
befindliche Aktien 1.265
12)
Wie hoch war das gewichtete Mittel der
ausstehenden Aktien während des zweiten Quartals 2015 und im ersten
Quartal 2015, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl
ausstehender Aktien bei voller Verwässerung abgeglichen?
Das gewichtete Mittel ausstehender Aktien
während des zweiten Quartals 2015 und des ersten Quartals 2015
betrug 1,280 beziehungsweise 1,285 Milliarden. Es folgt ein
Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der
durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung.
(Angaben in Millionen)
Zweites Quartal 20142015
Erstes Quartal2015
Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien
1.269
1.276 Angenommene Ausübung von Aktienoptionen
7 5 Gesperrte Belegschaftsaktien
4 4
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung
1.280 1.285
13)
Wie hoch waren die Multiclient-Verkäufe
im zweiten Quartal 2015?
Die Multiclient-Umsätze einschließlich
Übertragungsgebühren beliefen sich im zweiten Quartal 2015 auf
84 Millionen US-Dollar und im ersten Quartal 2015 auf
53 Millionen US-Dollar.
14)
Wie hoch war der Auftragsbestand von
WesternGeco am Ende des zweiten Quartals 2015?
Der Auftragsbestand von WesternGeco
aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des zweiten Quartals
2015 betrug 514 Millionen US-Dollar. Zum Ende des ersten
Quartals 2015 betrug er 604 Millionen US-Dollar.
15)
Worauf beziehen sich die verschiedenen
Belastungen, die Schlumberger im ersten Quartal 2015 verzeichnet
hat?
Stellenabbau:
Infolge des starken Rückgangs der Aktivitäten in Nordamerika in
Verbindung mit den Auswirkungen der verringerten internationalen
Aktivitäten aufgrund von Budgetkürzungen bei unseren Kunden, die
sich aus niedrigeren Ölpreisen ergaben, hat Schlumberger seine
Belegschaft um etwa weitere 11.000 Mitarbeiter reduziert.
Schlumberger hat im ersten Quartal 2015 eine Abschreibung von
390 Millionen US-Dollar vor Steuern im Zusammenhang mit diesem
Belegschaftsabbau sowie mit einem beanreizten Freistellungsprogramm
vorgenommen.
Währungsabschreibung zu
Venezuela:
Obwohl das maßgebliche Zahlungsmittel bei den Aktivitäten von
Schlumberger in Venezuela der US-Dollar ist, wird ein Teil der
Transaktionen in lokaler Währung bezeichnet. Ab dem
31. Dezember 2014 wendet Schlumberger bei der
Neuberechnung von Transaktionen und Guthaben aus �rtlicher Währung
in US-Dollar den SICAD II-Wechselkurs von
50 venezolanischen Bolivar je US-Dollar an. Während des
ersten Quartals 2015 hat die venezolanische Regierung den
SICAD-II-Auktionsprozess durch ein SIMADI genanntes
Devisenmarktsystem ersetzt. Der SIMADI-Wechselkurs betrug zum
31. März 2015 192 venezolanische Bolivar zum
US-Dollar. Infolgedessen hat Schlumberger eine
Abwertungsabschreibung von 49 Millionen US-Dollar im ersten
Quartal 2015 verbucht.
Über Schlumberger
Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von L�sungen in
den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und
Informationen für Kunden aus der Erd�l- und Erdgasindustrie
weltweit. Mit etwa 108.000 Mitarbeitern aus über 140
verschiedenen Nationen, die in mehr als 85 Ländern tätig sind,
bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und
Dienstleistungspalette, von der Exploration bis hin zur
F�rderung.
Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris,
Houston, London und Den Haag, und hat im Jahr 2014 einen Umsatz in
H�he von 48,58 Milliarden US-Dollar ausgewiesen. Weitere
Informationen finden Sie unter www.slb.com.
* Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
Fußnoten
Schlumberger veranstaltet am Freitag, den
17. Juli 2015 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der
obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognose. Die Telefonkonferenz
beginnt um 8:00 Uhr (US Central Time), das heißt um 9:00 Uhr
(Eastern Time) und 15:00 Uhr MESZ. Um an dieser �ffentlich
zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn
Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1
(800) 230-1059 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612)
234-9959 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem
„Schlumberger Earnings Conference Call”. Nach dem Ende der
Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 17. August 2015 eine
Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1-800-475-6701
für Anrufe aus Nordamerika oder +1-320-365-3844 für Anrufe
außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 358215
ein.
Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter
www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mith�ren angeboten. Bitte
loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu
testen und sich für die Konferenz anzumelden. Ebenfalls steht Ihnen
auf derselben Website bis zum 30. September 2015 eine
Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.
Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte die
folgenden Personen:
Simon Farrant – Schlumberger Limited, Vice President of Investor
RelationsJoy V. Domingo – Schlumberger Limited, Manager of Investor
Relations
Büro +1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com
Dieser Ergebnisbericht für das zweite Quartal 2015 und die
Ergänzenden Informationen (Supplemental Information), sowie unsere
anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne
des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen,
die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel Prognosen oder
Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, erh�hte Aktivitäten von
Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte
Produkte oder in bestimmten geographischen Gebieten in den
einzelnen Segmenten), Öl- und Erdgasnachfrage und die Steigerung
der F�rderung, Preise von Öl und Erdgas, Verbesserungen von
Betriebsverfahren und Technologien, Kapitalaufwendungen durch
Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie, Geschäftsstrategien
der Schlumberger-Kunden, Erfolg der Schlumberger Joint Ventures und
Zusammenschlüsse, die zukünftige globale Wirtschaftslage, sowie
zukünftige Ergebnisse des operativen Geschäfts. Diese Aussagen
unterliegen Risiken und Unsicherheiten, unter anderem: die
Weltwirtschaftslage, Veränderungen der Ausgaben für die Exploration
und F�rderung bei den Kunden von Schlumberger, Veränderungen der
Intensität der Exploration und Erschließung von Erd�l- und Erdgas,
allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche
Gegebenheiten in entscheidenden Regionen der Welt, unter anderem in
Russland und in der Ukraine, Preiserosionen, Wetter und sonstige
jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Verz�gerungen,
F�rderungsrückgänge, Änderungen von beh�rdlichen Bestimmungen und
Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Öl- und
-Gas-Exploration offshore, radioaktiven Strahlenquellen,
Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen
und Initiativen zum Klimaschutz. Hinzu kommen eine m�gliche
Nichterfüllung technischer Vorgaben zur Exploration und sonstige
Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das
zweite Quartal 2015 und den Ergänzenden Informationen, unseren
aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K und anderen Einreichungen
bei der Wertpapierbeh�rde der USA (Securities und Exchange
Commission) aufgeführt sind. Falls eines oder mehrere dieser
Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen
von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden
Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, k�nnen die
tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in
zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint
jegliche Absicht und lehnt jegliche Verpflichtung zur Revision oder
�ffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer
Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger
Gegebenheiten 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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From May 2023 to May 2024