- Die Umsätze erh�hten sich im Vergleich
zum Vorquartal um 10 Prozent auf 7,2 Milliarden US-Dollar
- Die Übernahme von Cameron trug mit
Umsätzen von 1,5 Milliarden US-Dollar bei
- Gewinn je Aktie:
- GAAP-Verlust je Aktie von 1,56
US-Dollar
- Ausschließlich der Kosten und Kredite,
Gewinn je Aktie von 0,23 US-Dollar
- Wertberichtigung bei den
Verm�genswerten, Reduzierung der Belegschaft sowie Fusions- und
Integrationsbelastungen beliefen sich auf insgesamt
1,79 US-Dollar je Aktie
- Cashflow:
- Cashflow aus betrieblichen Aktivitäten
von 1,6 Milliarden US-Dollar
- Freier Cashflow von 0,9 Milliarden
US-Dollar
- Vierteljährliche Dividende von 0,50
US-Dollar je Aktie genehmigt
Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute die Ergebnisse für das
zweite Quartal 2016 ausgewiesen.
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je
Aktie)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2016 31. März 2016
30. Juni 2015
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
$ 7.164 $ 6.520 $
9.010
10 %** -20 % Betriebsergebnis vor Steuern
$ 747 $ 901 $ 1.708
-17 % -56 % Operative
Marge vor Steuern
10,4 % 13,8 % 19,0 %
-340 bps
-854 bps Nettogewinn/(-verlust) (GAAP-Grundlage)
$
(2.160) $ 501 $ 1.124
-531 % -292 %
Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften*
$ 316 $ 501
$ 1.124
–37 % -72 % Verwässerter Gewinn (Verlust je
Aktie) (GAAP-Grundlage)
$ (1,56) $ 0,40 $ 0,88
-490 %
-278 % Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Belastungen
und Gutschriften*
$ 0,23 $ 0,40 $ 0,88
-43 %
-74 % *Es handelt sich hier um nicht
GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im
Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”. **Gesamteinnahmen
ausschließlich der Auswirkungen der Übernahme von Cameron, die am
1. April 2016 abgeschlossen wurde, gingen um 14 Prozent
gegenüber dem Vorquartal und um 38 Prozent gegenüber dem
Vorjahr zurück.
Der Chairman und CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard,
kommentierte dazu: „Im zweiten Quartal hat sich das Marktumfeld in
den meisten Teilen unserer globalen Aktivitäten verschlechtert,
aber trotz fortgesetzter Gegenwinde sieht es so aus, das wir nun
die Talsohle dieses Zyklus hinter uns gelassen haben. Wir haben
dieses schwierige Fahrwasser gemeistert und nun erneut ein robustes
Ergebnis beim Betriebseinkommen vor Steuern, der operativen Marge
sowie dem freien Cashflow erwirtschaftet. Diese Leistungen sind das
Ergebnis unserer guter Umsetzungsfähigkeit, und gehen in einigen
Fällen zu Lasten des Umsatzes, da wir begonnen haben, die
Schwerpunkte stärker auf die Überwindung unserer
Preiszugeständnisse und die Optimierung unseres Vertragsportfolios
zu verschieben.
„Unser Umsatz im zweiten Quartal stieg gegenüber dem Vorquartal
um 10 Prozent. Die spiegelt den Umsatz eines vollen Quartals der
übernommenen Cameron-Geschäftsbereiche wider, die mit 1,5
Milliarden US-Dollar zum Umsatz beitrugen. Auf einer
Pro-Forma-Basis sank der Umsatz um 12 Prozent gegenüber dem
Vorquartal, mit einem Rückgang von 20 Prozent für Nordamerika
aufgrund der Auftauperiode in Kanada und einem 25-prozentigem
Abfall bei der Zahl F�rderanlagen auf dem USA-Festland, während der
internationale Umsatz um 9 Prozent aufgrund geringerer Aktivität,
fortgesetztem Preisdruck und einer massiven Reduzierung unserer
Geschäftstätigkeit in Venezuela zurückging. Jedoch verschaffen uns
unsere breite geografische Präsenz und unser umfassendes
Technologieportfolio weiterhin einzigartige Vorteile, die dazu
beigetragen haben, diese Effekte abzuschwächen.
„Bei den Geschäftssegmenten gingen die Umsätze der Gruppen
Reservoir Characterization und Production im zweiten Quartal
gegenüber dem Vorquartal aufgrund anhaltend geringerer Nachfrage
nach explorations- und entwicklungsbezogenen Produkten und Services
um 9 Prozent beziehungsweise 11 Prozent zurück, da die
E&P-Budgets weiter gesenkt wurden. Der Umsatz der Drilling
Group sank um 18 Prozent durch den starken Rückgang bei der
F�rderanlagenzahl, insbesondere in Nord- und Lateinamerika Der
Umsatz der Cameron Group sank auf einer Pro-Forma-Basis um 6
Prozent gegenüber dem Vorquartal aufgrund des sinkenden
Auftragsbestands bei Projekten und einer weiteren
Aktivitätsabschwächung auf dem US-Festland, die sich auf die
kurzzyklischen Geschäftsbereiche auswirkte.
„Die operative Marge vor Steuern konnte oberhalb von 10 Prozent
nach einem Abfall von 340 Basispunkten gegenüber dem Vorquartal
gehalten werden, der geringeren Aktivitäten, ungünstigen
Preisentwicklungen, einem nachteiligen Aktivitätsmix und der
maßgeblichen Reduzierung unserer Geschäftstätigkeit in Venezuela
geschuldet war. Der Rückgang beim Quartalsgewinn wurde auf einer
Pro-Forma-Basis gegenüber dem Vorquartal auf 38 Prozent begrenzt
als ein Ergebnis soliden Kosten- und Ressourcenmanagements, während
wir zugleich unserer langfristiges Leistungsverm�gen
aufrechterhalten konnten. Der Margenrückgang fiel in der Drilling
Group am h�chsten aus, bei der die Marge um 649 Basispunkte auf 8
Prozent sank. Gegenüber dem Vorquartal fiel die operative Marge vor
Steuern der Production Group um 459 bps auf 4 Prozent, die der
Reservoir Characterization Group sank um 228 bps auf 17 Prozent,
und die Cameron Group berichtete eine Marge von 16 Prozent. Der
verwässerte Gewinn je Aktie lag mit 0,23 US-Dollar, ausschließlich
von Belastungen und Gutschriften, 43 Prozent niedriger gegenüber
dem Vorquartal.
„Als ein Ergebnis sich abschwächender Aktivitäten, ein Trend,
der sich den Erwartungen nach über das gesamte Jahr 2016 fortsetzen
wird, haben wir weitere maßgebliche Anpassungen bei unserer Kosten-
und Ressourcenbasis vorgenommen, dazu geh�ren die Entlassung von
mehr als 16.000 Mitarbeitern im ersten Halbjahr 2016 und eine
weitere Verschlankung unserer Verwaltung, Infrastruktur und
Kapitalbasis. Das hat zu Restrukturierungskosten in H�he von 646
Millionen US-Dollar im zweiten Quartal für den Personalabbau sowie
zu bargeldlosen Wertminderungsaufwendungen auf Anlageverm�gen,
Inventar und seismische Multiclient-Daten im Umfang von 1,9
Milliarden US-Dollar geführt. Wir verzeichnen weiterhin 335
Millionen US-Dollar an Fusions- und Integrationskosten im
Zusammenhang mit der Cameron-Übernahme.
„Mit dem sich abzeichnenden Abschwung haben wir unseren
Schwerpunkt von der Bewältigung sinkender Margen hin zur weiteren
Stärkung des Marktanteils verlagert, wo wir einen erheblichen
Anstieg bei den gewonnenen Ausschreibungen beobachten. Da die
Ölpreise sich seit ihren Tiefstständen im Januar 2016 fast
verdoppelt haben, verlagern wir nun unseren Schwerpunkt auf die
Überwindung der zeitweilig eingeräumten Preiszugeständnisse und die
Neuverhandlung von Verträgen, die nur begrenzt eine langfristige
finanzielle Tragfähigkeit versprechen.
„Gleichzeitig werden die Effekte der Kürzungen, die wir bei den
E&P-Ausgaben (exploration and production, Exploration und
F�rderung) gesehen haben, nun in einer sinkenden Ölf�rderung
deutlich sichtbar, so dass wir uns angesichts einer gleichbleibend
starken Nachfrage schneller auf ein Missverhältnis zwischen
weltweitem Angebot und der Nachfrage nach Öl hinbewegen. Die
Trendumkehr wird erhebliche Anforderungen an Leistungsverm�gen und
Kapazitäten stellen, und ohne eine Preiserholung wird die
Servicebranche erhebliche Schwierigkeiten haben, hier Schritt zu
halten.
„Bei der Bewältigung dieses Abschwungs haben wir eine Reihe von
Maßnahmen ergriffen, die uns für die unvermeidliche Markterholung
eine günstige Position sichern. Unsere Bilanzzahlen fallen auch
weiterhin solide aus, trotz der Investitionen, die wir in unserem
Unternehmen getätigt, und der Gelder, die wir an unsere Aktionäre
zurückgezahlt haben. Wir haben unser Technologieportfolio nicht nur
durch die im Umfang bedeutende Übernahme von Cameron International
erweitert, sondern auch durch eine Reihe kleinerer Übernahmen, die
die Entwicklung neuer integrierter Bohrungs- und
Produktionstechnologien erm�glichen, dank derer die Kosten pro
Barrel weiter sinken werden. Und wir haben die Gelegenheiten zur
Transformation im gr�ßtm�glichen Umfang ausgenutzt, um maßgebliche
Wettbewerbsvorteile zu schaffen und unsere intrinsische
Leistungsfähigkeit kontinuierlich zu verbessern.
„Ganz gleich, wie sich die Erholung weiter gestalten wird,
müssen die Servicepreise steigen, während zugleich die
Notwendigkeit der Betreiber zur Kostenkontrolle in einem Umfeld
respektiert werden muss, in dem sich der Ölpreis wahrscheinlich für
längere Zeit auf mittlerem Niveau einpendeln wird. Dies bietet eine
Gelegenheit, den Mehrwert zu teilen, der gemeinsam durch
Zusammenarbeit und Integration geschaffen werden kann. Wir werden
daher auch weiterhin sowohl die Art und Weise, wie wir als
Unternehmen agieren, als auch die Natur der Arbeiten, die wir
ausführen, weiterentwickeln und so sicherstellen, dass wir uns an
der Spitze einer Branche behaupten, die im zunehmenden Maße
fundamentaler Veränderungen bedarf.
Sonstige Ereignisse
In diesem Quartal kaufte Schlumberger 0,4 Millionen Stammaktien
zu einem Durchschnittspreis von je 72,77 US-Dollar für insgesamt 31
Millionen US-Dollar zurück.
Am 1. April 2016 schloss Schlumberger seine Fusion mit der
Cameron International Corporation (Cameron) ab. Mit der Transaktion
werden zwei sich ergänzende Technologie-Portfolios zu einem
Produkt- und Serviceangebot („pore to pipeline”) kombiniert. Die
Fusion wird durch die Integration des Reservoir- und
Bohrloch-Know-hows von Schlumberger mit den Bohrturm- und
Oberflächenanlagen, der Flusskontroll- und Verarbeitungstechnologie
von Cameron zu technologiegetriebenem Wachstum führen. Daraus
werden die ersten Komplettsysteme für Bohrung und F�rderung der
Branche geschaffen, die dank Schlumbergers Know-how im Bereich
Ausstattung, Datenverarbeitung, Kontrollsoftware und
Systemintegration erm�glicht werden.
Am 1. Juni 2016 gab Schlumberger die Übernahme von Saltel
Industries bekannt, einem in den Bereichen Ingenieurwesen,
Produktion und Service tätigem Unternehmen, das erweiterbare
Patches und Stahlpacker für Öl- und Gasindustrie anbietet. Diese
Technologien werden in Produkte und Services innerhalb der
Production Group integriert.
Am 2. Juni 2016 verkündetet Schlumberger die Übernahme von Omron
Oilfield and Marine Inc. (Omron Oilfield). Omron Oilfield
entwickelt, produziert, vermarktet (einschließlich der
Bereitstellung von Aftermarket-Support) automatische Antriebs- und
Steuersysteme, Kraftwerke und Drillmaschinenkabinen. Das
Unternehmen erwartet, dass diese Übernahme für eine Reihe von
Quellen die Inbetriebnahme durch Schlumberger wie auch
Produktionsprojekte, einschließlich dem der Konstruktion
zukünftiger terrestrischer F�rderanlagen, beschleunigen wird.
Am 23 Juni 2016 schloss Schlumberger die Übernahme der
Coiled-Tubing-Bohranlagen sowie der Coiled-Tubing-Systeme von
Xtreme Drilling and Coil Services Corp. (Xtreme) ab. Xtreme
betreibt Coiled-Tubing-Bohranlagen in Saudi-Arabien.
Am 20. Juli 2016 stimmte der Vorstand (das Board of Directors)
des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50
US-Dollar je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 14.
Oktober 2016 an zum 7. September 2016 eingetragene
Aktieninhaber.
Umsatz nach geografischer Aufteilung
Die Umsätze im zweiten Quartal stiegen gegenüber dem Vorquartal
um 10 Prozent auf 7,2 Milliarden US-Dollar, wobei der Umsatz in
Nordamerika um 19 Prozent und der internationale Umsatz um 8
Prozent stieg. Das schließt den Umsatz eines vollen Quartals der
übernommenen Cameron-Geschäftsbereiche ein, die 0,6 Milliarden
US-Dollar zum Umsatz in Nordamerika und 1,0 Milliarden US-Dollar
zum internationalen Umsatz beitrugen.
(Angaben in Millionen
US-Dollar)
Wie ausgewiesen Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2016 31. März 2016
gegenüber
Vorquartal Nordamerika
$ 1.737 $ 1.464
19
% Lateinamerika
1.007 1.280
-21 %
Europa/GUS/Afrika
1.948 1.698
15 % Naher und
Mittlerer Osten und Asien
2.404 2.002
20 %
Ausbuchungen und Sonstiges
68 77
$ 7.164 $ 6.520
10 % Umsätze in
Nordamerika
$ 1.737 $ 1.464
19 %
Internationale Umsätze
$ 5.359 $ 4.979
8
%
Die folgende Tabelle sowie die
Kommentare werden auf Pro-Forma-Basis unter der Annahme
präsentiert, dass Cameron am 1. Januar 2016 übernommen
wurde.
(Angaben in Millionen US-Dollar)
Pro-Forma -
einschließlich Cameron im 1. Quartal 2016 Dreimonatszeitraum
bis Veränderung 30. Juni 2016 31. März 2016
gegenüber Vorquartal Nordamerika
$ 1.737 $
2.165
-20 % Lateinamerika
1.007 1.353
-26 % Europa/GUS/Afrika
1.948 2.096
-7
% Naher und Mittlerer Osten und Asien
2.404 2.456
-2 % Ausbuchungen und Sonstiges
68
79
$ 7.164 $ 8.148
-12 %
Umsätze in Nordamerika
$ 1.737 $ 2.165
-20 % Internationale Umsätze
$ 5.359 $
5.905
-9 %
Nordamerika
Der Pro-Forma-Umsatz für Nordamerika ging gegenüber dem
Vorquartal um 20 Prozent bedingt durch die Auftauperiode in Kanada
und einem 25-prozentigem Abfall bei Zahl terrestrischer
F�rderanlagen in den USA zurück. Die Umsätze auf dem Festland
sanken um 22 Prozent durch die geringere Aktivität der Drilling
Group und der Cameron Group im Kombination mit dem fortgesetzten
Preisdruck in der Production Group. Während die Zahl der
Frakturierungsabschnitte und die aktiven Druckpumpenflotten um mehr
als 15 Prozent gegenüber dem Vorquartal zunahmen, glich ein
nachteiliger Job- und Technologiemix in Kombination mit dem
bestehenden Preisdruck den Volumenzuwachs mehr als wieder aus. Die
Offshore-Umsätze in Nordamerika gingen um 17 Prozent zurück,
bedingt durch die geringere Aktivität der Drilling Group, obgleich
dies teilweise durch die h�heren seismischen
Multiclient-Lizenzgebühren von WesternGeco ausgeglichen wurde.
Internationale Gebiete
Die internationalen Pro-Forma-Umsätze sanken um 9 Prozent
gegenüber dem Vorquartal, bedingt durch Budgetkürzungen der Kunden,
fortwährenden Preisdruck, Betriebsunterbrechungen und die
Reduzierung unserer Geschäftstätigkeit in Venezuela.
Die Pro-Forma-Umsätze in der Region Lateinamerika sanken
um 26 Prozent gegenüber dem Vorquartal, was hauptsächlich der
Reduzierung der Geschäftstätigkeit in Venezuela geschuldet war. Die
Aktivität im der übrigen Region ging weiterhin zurück, insbesondere
in den GeoMarkets von Mexiko und Mittelamerika sowie Brasilien, da
die Zahl terrestrischer und Offshore-Bohranlagen aufgrund der
Budgetzwänge der Kunden abgenommen hat. Zudem ging die integrierte
Projektarbeit in Mexiko zurück, da Kampagnen beendet und
Bohranlagen demobilisiert wurden. Die Drilling Group verzeichnete
den stärksten Abfall in der Region, während der Rückgang bei Umsatz
der Production Group teilweise durch die erfolgreiche
Geschäftsaktivität des Schlumberger Production Management (SPM)
ausgeglichen wurde.
Der Pro-Forma-Umsatz der Region Europa/GUS/Afrika sank um
7 gegenüber dem Vorquartal, vor allem in GeoMarkets Nigeria und
Golf von Guinea, Zentral- und Westafrika sowie Angola, in denen die
Bohranlagenzahlen abnahmen und Projekte endeten. Der Umsatz für den
GeoMarket Norwegen und Dänemark ging aufgrund saisonaler
Abschaltungen zu Wartungszwecken zurück. Die Umsätze für Russland
und Zentralasien nahmen hingegen zu, da die Aktivitäten nach dem
winterlichen Abschwung wieder zunahmen und der russische Rubel an
Stärke gewann.
Der Pro-Forma-Umsatz für die Region Nahen und Mittleren Osten
und Asien sank um 2 Prozent gegenüber dem Vorquartal. Das war
hauptsächlich der geringeren Aktivität in der asiatisch-pazifischen
Region und im GeoMarket Australien und Papua-Neuguinea geschuldet
und im Ergebnis von Kundenbudgetkürzungen und Projektabschlüssen,
wobei die Drilling Group durch diesen Rückgang am stärksten
betroffen war. Jedoch stieg der Umsatz für den GeoMarket China
aufgrund erh�hter Aktivität der Cameron Group. Umsätze aus den
GeoMarkets des Nahen und Mittleren Ostens waren im Wesentlichen
unverändert, da die erh�hten Aktivitäten für die Production Group
und die Reservoir Characterization Group durch Preisnachlässe
ausgeglichen wurden.
Reservoir Characterization
Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer
Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2016 31. März 2016
30. Juni 2015
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
$ 1.593 $
1.747 $ 2.510
-9 % -37 %
Betriebsergebnis vor Steuern
266 331 655
-20 %
-59 % Operative Marge vor Steuern
16,7
% 19,0 % 26,1 %
-228 bps -943 bps Rückgang der
operativen Marge
43 % 42 %
Der Umsatz der Reservoir Characterization Group betrug 1,6
Milliarden US-Dollar, dabei stammen 80 Prozent aus internationaler
Geschäftstätigkeit. Der Umsatz lag um 9 Prozent niedriger gegenüber
dem Vorquartal, hauptsächlich aufgrund der Reduzierung der
Geschäftstätigkeit in Venezuela und der Stornierung von Projekten,
die sich auf die Aktivitäten von Wireline im internationalen Rahmen
auswirkten. Auch die Umsätze von Testing Services und Software
Integrated Solutions (SIS) gingen zurück, insbesondere in
Lateinamerika. Diese Rückgänge wurden teilweise durch h�here
seismische Multiclient-Lizenzverkäufe im US-amerikanischen Golf vom
Mexiko und durch Transfergebühren im GeoMarket Brasilien und der
Region Europa/GUS/Afrika ausgeglichen.
Die operative Marge vor Steuern von 17 Prozent nahm um 228
Basispunkte (bps) gegenüber dem Vorquartal ab, bedingt durch die
reduzierten hoch rentablen Aktivitäten von Wireline und Testing
Services insbesondere in Lateinamerika. Die Effekte wurden jedoch
teilweise durch verbesserte Rentabilität in WesternGeco durch
h�here seismischen Multiclient-Lizenz- und Transfergebühren
ausgeglichen, obgleich der Margenverfall unverändert erh�ht blieb,
da die Gruppe ihr längerfristiges Leistungsverm�gen und die
petrotechnische Expertise aufrechterhalten hat.
Die Leistungen der Reservoir Characterization Group wurden durch
eine Zahl von integrierten Serviceleistungen,
Technologieentwicklungen Transformationsaktivitäten und neuen
Auftragsvergaben während des Quartals gef�rdert.
Im norwegischen Offshore-Gebiet setzte Integrated Services
Management (ISM) eine Kombination von Bohrungs- und
Fertigstellungstechnologien für OMV Norge ein, um eine horizontale
Befundungsbohrung in der Barentsee zu bohren. Die Technologie zur
Lagerstättenkartierung während der Bohrung (Reservoir
Mapping-While-Drilling Technology) von Drilling & Measurements
GeoSphere* erm�glichte die optimale Bohrlochplatzierung in der
Lagerstätte durch den Einsatz direktionaler elektromagnetischer
Tiefenmessungen (Deep Directional Electromagnetic Measurements).
Die Bohrungseffizienz wurde durch den Einsatz des konischen
Diamantenelements von Stinger* und des hoch widerstandsfähigen
steuerbaren Rotary-Systems PowerDrive Xceed* noch verstärkt,
während die Serviceleistungen von Geoservices Drilling Analyst* die
Integration von Messungen an der Oberfläche und im Bohrloch zur
Optimierung des Bohrungsprozesses, der Minderung von Risiken und
der Reduzierung unproduktiver Zeit erm�glichten. Der M-I SWACO
STARGLIDE*-Schmierstoff erm�glichte eine verbesserte
Reibungsreduktion, während die ENVIROUNIT*
Offshore-Abwasseraufbereitungsanlage die Einhaltung der
Umweltschutzvorschriften sicherstellte. Zudem minimierte das
herausgef�rderte, ausgerichtete Perforierungssystem von Testing
Services OrientXact* (Tubing-Conveyed Oriented Perforating System)
Perforierungsschäden, indem es Stabilität während der Absenkung und
Entleerung bot. Im Ergebnis profitierte der Kunde von einem
Abschnitt von 461 Metern, der hohe Durchflussraten bei minimaler
Absenkung lieferte.
Im kanadischen Offshore-Gebiet schloss Schlumberger die erste
Phase eines ISM-Vertrags für Statoil in dem Tiefsee-F�rdergebiet
des Beckens Flemish Pass ab. Teil der Phase waren neun
Explorations- und Befundungsbohrungen mit einer Bohrleistung von
insgesamt 24.000 Metern in mehr als 19 Monaten, ohne dass es
während der 12.000 Einsatzstunden zu die Gesundheit, Sicherheit
oder die Umwelt betreffenden Vorfällen gekommen wäre. Die
Integration und Koordinierung einer Reihe von
Schlumberger-Technologien verbesserte die Bohrungseffizienz,
sicherte die Bohrungsintegrität, optimierte die Bohrlochplatzierung
und spielte eine wichtige Rolle bei zwei Entdeckungen, die Statoil
während der Kampagne machte. Eine Bohrung etablierte eine
Netto-Eindringrate mit dem Rekordwert von 190,1 m/h, während eine
weitere Bohrung, die in einer Wassertiefe von 2.829 gebohrt wurde,
die die tiefste im kanadischen Offshore-Gebiet und für Statoil
weltweit war. Der Kunde profitierte von ISM durch den
Projektabschluss zum festgelegten Termin trotz wetterbedingter
Herausforderungen und hat mehrere der 33 Lochabschnitte in seine
Top-Bohrleistungen weltweit aufgenommen.
In den Vereinigten Arabischen Emiraten brachte Testing Services
die drahtlose Muzic*-Technologie für Al Hosn Gas im Rahmen von
Befundungs- und Testarbeiten in einem bislang nicht erschlossenen
Feld zum Einsatz. Fünf Tests im Bohrloch wurden zur Evaluierung von
Gasbohrungen mit einem hohen Schwefelwasserstoffanteil
durchgeführt. Das flexible Konstruktionsdesign der
Quartet*-Anlagentechnologie zur Lagerstättenerkundung machte
mehrfache Durchläufe unn�tig, während die drahtlose Übermittlung
und Überwachung des Bohrlochdrucks eine laufende Echtzeitanalyse
erm�glichte, wodurch die Entscheidungsfindung optimiert wurde und
entscheidende Informationen über die Eigenschaften der Lagerstätte
gewonnen wurden. Zudem halfen die durch hochaufl�senden
Quarzmessgeräte Signature* gewonnenen Informationen bei der
Bewertung der Bohrlochleistung während eines Stimulationsbetriebs
und bei den Entscheidungen zur Probenentnahme in der Bohrung und an
der Oberfläche.
Im Golf von Mexiko (USA) führte Wireline das Hochleistungs
Wireline-F�rderungssystem MaxPull30* ein, um fünf Versenkungen von
Messinstrumenten unter maximaler kontinuierlicher Zugspannung von
20.900 lb (Pfund) in einer Tiefseebohrung abzuschließen. Während
einer Absenkung widerstand die MaxPull30-Technologie einer
Zugspannung von 29.300 lb, um die Instrumente aus der Bohrlochwand
zu befreien, womit eine viertägige Rückholaktion vermieden werden
konnte, die den Kunden 3,1 Millionen US-Dollar an Einsatzzeit
gekostet hätte. Die maximale kontinuierliche Zugkraft und die
einzelne Momentzugkraft zur Befreiung der Instrumente sind die
bislang h�chsten aufgezeichneten Spannungen. In der gleichen
Bohrung konnten dank der großvolumigen Rotary-Seitenwandbohrungen
mit XL-Rock* in 91 von 109 Versuchen die Bohrkerne eingeholt
werden.
In China wurde die F�rderaufzeichnungstechnologie Wireline Flow
Scanner* für horizontale und abweichende Bohrungen für die
Technical Service Company von JHOSC Sinopec im
Fuling-Schiefergasprojekt eingesetzt, um mehrphasige, hydraulische
Fracturingsarbeiten in einer schwierigen Bohrungsumgebung zu
bewerten. Die F�rderungschwierigkeiten wurden mit Hilfe der Well
Services ACTive PS* CT
Echtzeit-F�rderprotokollierungsservicetechnologie überwunden, die
Echtzeit-Glasfasertelemetrie mit hochmodernen drahtlosen
F�rderprotokollierungs-Tools kombiniert, um eine gr�ßere operative
Effizienz, verbesserte F�rderung und eine geringere Umweltbelastung
zu bieten. Der Kunde profitierte von den genauen Daten, um niedrige
Gasf�rderungsraten in einer Kampagne mit 30 Bohrungen zu
identifizieren.
Das Transformationsprogramm von Schlumberger befähigte
WesternGeco seine allgemeine marine Betriebssicherheit durch
Verbesserungen bei der operativen Integrität zu steigern. Seit 2013
wurden die nichtproduktiven Zeiten durch die Optimierung der
Arbeitsorganisation, Planung und Durchführung um 62 Prozent
gesenkt. Ein Schlüsselfaktor für dieses Resultat war eine
Verbesserung um 68 Prozent bei der Zuverlässigkeit von marinen
Quellen während der gleichen Periode durch die Implementierung von
auf die Verlässlichkeit ausgerichteter Wartungsmaßnahmen
(Reliability Centered Maintenance, RCM) und der konsequenten
Einhaltung von Verfahren der Standardarbeitsanweisungen (Standard
Work Instructions, SWI). Mit der Entwicklung von SWI und dem
Einsatz des Competency Management System strebt WesternGeco eine
verbesserte Nutzung seiner Schiffsflotte an.
In Nordamerika hat EP Energy Corp SIS den ersten Auftrag für
einen hochaufl�senden Reservoirsimulator INTERSECT* mit
Cloud-Anbindung erteilt. Der Auftrag ist Teil des „Model to
Design“-Workflows von EP Energy, der den Abwicklungsprozess
digitalisiert, um die Betriebsabläufe zu optimieren. Zudem hat EP
Energy in vier zusätzliche Lizenzen für die
Stimulationsdesignsoftware Mangrove* in der Petrel*
E&P-Softwareplattform investiert.
In Großbritannien hat Total E&P UK einen Auftrag für eine
4D-Erkundung im Elgin-Franklin-Feld in der Nordsee an WesternGeco
erteilt, bei der die marine isometrische, seismische
IsoMetrix*-Technologie eingesetzt wird. Das komplexe, eine Fläche
von 250 km2 umfassende Projekt, das zugleich die erste kommerzielle
IsoMetrix-4D-Erkundung ist, erfordert die simultane Operation mit
einem zweiten Schiff zur Umgehung von Hindernissen, um eine
Bildgebung in hoher Qualität für das sehr dicht erschlossene Feld
sicherzustellen. Die Erkundung wird Änderungen in der Lagerstätte
seit der letzten WesternGeco-Erkundung von 2012 überwachen.
Drilling Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer
Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2016 31. März 2016 30. Juni 2015
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
$ 2.034 $ 2.493 $ 3.469
-18 %
-41 % Betriebsergebnis vor Steuern
171 371 672
-54 % -75 % Operative Marge vor Steuern
8,4 % 14,9 % 19,4 %
-649 bps -1.096 bps
Rückgang der operativen Marge
44 % 35 %
Der Umsatz der Drilling Group von 2,0 Milliarden US-Dollar, von
dem 81 Prozent von den internationalen Märkten stammt, fiel um 18
Prozent gegenüber dem Vorquartal. Das ist hauptsächlich das
Ergebnis eines starken Rückgangs bei den Bohrungsaktivitäten
aufgrund des Zusammenfalls der Auftauperiode in Kanada, einer
geringeren Zahl an Bohranlagen auf dem Festland in den USA und in
Lateinamerika sowie der Reduzierung der Geschäftstätigkeit in
Venezuela. Zusätzlich wirkte sich ein fortgesetzter und anhaltender
Preisdruck negativ auf die Ergebnisse von Drilling &
Measurements und M-I SWACO in allen Regionen aus.
Die Operative Marge vor Steuern von 8 Prozent schrumpfte um 649
bps gegenüber dem Vorquartal, was zu h�heren Rückgängen führte, da
der Umsatz durch Preisschwäche zurückging. Der Effekt wurde durch
die gesunkene Zahl an Bohranlagen in Nordamerika und die
Reduzierung der äußerst gewinnbringenden Geschäftstätigkeit in
Venezuela verschärft.
Eine Kombination aus Auftragserteilungen, den Fortschritten bei
den Transformationsprogrammen, integrierten Serviceleistungen und
aus dem Einsatz neuer Technologien hat zur Leistungsentwicklung der
Drilling Group im zweiten Quartal beigetragen.
In Norwegen erteilte Centrica E&P Norway Schlumberger den
Zuschlag für eine Vierjahresrahmenvereinbarung zu integrierten
Bohrleistungen für alle von Centrica betriebenen Bohraktivitäten
auf dem norwegischen Kontinentalschelf. Das Rahmenwerk fasst alle
Serviceleistungen in einem Auftrag zusammen und beruht auf der
gemeinsamen Absicht von Betreiber und Dienstleister, zukünftig
enger zusammenzuarbeiten. Das Auftragsmodell, das im großen Maße
leistungsbasiert ist, umfasst starke Anreize zur Optimierung der
Bohreffizienz und ist für Centrica, deren Partner und Schlumberger
zum allseitigen Vorteil.
In brasilianischen Offshore-Gebiet setzte Schlumberger die
Stinger*-Technologie mit einem konischen Diamantenelement auf einem
maßgeschneiderten Smith-Bohrkopf bei einem Auftrag für Petrobras
ein, um das 12¼ Zoll-Intervall in einer Pre-Sal-Bohrung im
Lula-Feld zu bohren. Die Stinger-Technologie erreichte eine
durchschnittliche Eindringrate (Rate of Penetration, ROP) von 4,37
m/h - und übertraf damit den besten Durchschnittswert einer
Offset-Bohrung um 22 Prozent, sparte 22 Stunden an Zeit - und
bohrte den 441 Meter langen Abschnitt in einem einzigen Durchlauf,
42 Prozent schneller als der Durchschnitt, um zusätzliche 41
Stunden zu sparen. Diese Leistungen halfen Petrobras, einen neuen
Leistungsmaßstab für die Kosten pro Meter für
12¼-Zoll-Bohrabschnitte im Lula-Feld festzulegen.
Auf dem US-Festland nutzte Bits & Drilling Tools die
rollende, polykristalline Diamant-Bit (PDC) Cutter-Technologie ONYX
360*, um einen neuen Rekord für Unit Petroleum in der
unkonventionellen Granite Wash-Formation aufzustellen. Mit der
Technologie ONYX 360 wurde die Haltbarkeit der Bohrk�pfe und die
Länge der Bohrung erh�ht, da die gesamte Diamantkante verwendet
wurde, um die Formationen zu bohren, während sie sich um 360°
drehte. Die befähigte den Kunden, die längste und schnellste
laterale Bohrung in die Formation voranzutreiben und den vorherigen
Rekord um 62 Prozent bei lateraler Länge und um 27 Prozent bei der
Eindringrate zu übertreffen.
In Ecuador verwendete Schlumberger eine Kombination von
Bohrungs- und Bohrlochabschlusstechnologien, um für ENAP-SIPEC zwei
Bohrungen im Inchi-Feld auszuführen. Die Drehsteuersysteme Drilling
& Measurements PowerDrive* und die konische
Diamantenelement-Bohrertechnologie StingBlade* sorgten für
Bohrungseffizienz mit Remote-Unterstützung von Experten, die im
Drilling Technology Integration Center arbeiten. Die selbstl�sende
Pistolen-Ankertechnologie MAXR von Completions in Kombination mit
den tief eindringenden Perforationsladungen Wireline PowerJet* und
dem PURE*-System für saubere Perforierungen maximierten das
Eindringen und reduzierten Lagerstättenschäden. Im Ergebnis
erreichte der Kunde eine Steigerung um 278 Prozent bei der
kombinierten F�rderung aus den Bohrungen. Zudem wurde eine Bohrung
anderthalb Tage und eine zweite Bohrung vier Tage vorfristig zum
ursprünglichen Plan abgeschlossen, was die Bohrkosten um ungefähr
1,5 Millionen US-Dollar verringerte.
In Russland führe Bits & Drilling Tools die
AxeBlade*-Technologie mit gezahntem Diamantelement-Bohrer ein, um
für GazpromNeft Bohrungen in den Öl- und Gaskondensat-Feldern
Tsarichanskoye und Filatovskoye in der Orenburg-Region vorzunehmen.
Die AxeBlade-Bohrertechnologie weist eine gefurchte Geometrie auf,
die den Abschervorgang eines konventionellen PDC-Schneiders mit dem
Zerkleinerungsvorgang eines Schneiders mit Wolframkarbid-Einsatz
kombiniert. In einem Bohrabschnitt steigerte die
AxeBlade-Technologie die Eindringrate um 45 Prozent im
Vergleich zu der besten Offset-Bohrung, die mit einer
konventionellen PDC-Bohrspitze ausgeführt wurde. Zudem sparte der
Kunde Bohrzeit durch den Abschluss des Abschnitt in nur drei
Durchläufen statt in den üblichen fünf.
In China verwendete Drilling & Measurements die steuerbare
Drehsteuer-(Rotary)-Systemtechnologie PowerDrive Orbit* für CNOOC,
um schwierige Bohrbedingungen zu meistern und Bohrzeit in einem
12,25-Zoll-Bohrabschnitt im Huangyan-Becken zu sparen. Die
PowerDrive Orbit-Technologie bohrte 2.498 Meter in einem einzigen
Durchlauf, was nunmehr als Rekord für die längste in einem
Durchlauf gebohrte Strecke in einem 12¼-Zoll Bohrabschnitt steht
und zudem einen Leistungsmaßstab für die Region etablierte. Als
Ergebnis vermied der Kunde einen weiteren Durchlauf und sparte so
140.000 US-Dollar und 28 Stunden an Bohrzeit.
Im Offshore-Gebiet von Aserbaidschan setzten Bits & Drilling
Tools eine Kombination von Technologien für BP Aserbaidschan ein,
um die schwierigen Bohrbedingungen im Chirag-Feld im Kaspischen
Meer zu meistern. Der hydraulisch erweiterbare Bohrlochräumer Rhino
XS* und das Umlaufwerkzeug M-I SWACO WELL COMMANDER erm�glichten
komplexe Schlammaufbereitungs- und Bohrlochreinigungsarbeiten. Der
Rhino XS besteht aus einem einteiligen Gehäusek�rper für eine
h�here Zugfestigkeit und Drehmomentbelastbarkeit, während das WELL
COMMANDER-Werkzeug die Zirkulation bef�rdert, um Bohrgut an
strategischen Punkten im Bohrstrang zu entfernen. Infolgedessen
konnte der Kunde 48 Stunden Bohrzeit auf einer Offshore-Plattform
einsparen.
In Gabun nutzte Drilling & Measurements das PowerDrive
Archer* Drehsteuersystem mit hoher Aufbaurate für Shell, um drei
Bohrungen im Rabi-Feld auszuführen. Diese mittleren Bohrungen mit
kleinem Radius wurden in einem einzigen Durchlauf vom
Absenkkeil-Fenster bis zum Ende der horizontalen Ableitung gebohrt.
Der Kunde profitierte von den verringerten Kosten, da jede
abgelenkte Bohrung zwei bis sechs Tage früher als geplant
fertiggestellt wurde. Zusätzlich gestattet die Repositionierung der
Ableitungen in der Lagerstätte eine F�rderungssteigerung um 20
Prozent.
In Russland erm�glichte das Schlumberger-Transformationsprogramm
durch Remote-Betrieb eine Erh�hung der Produktivität der
Mitarbeiter. Drilling & Measurements implementierten ein
automatisches Benachrichtigungssystem, das die Identifizierung von
Arbeiten für den Remote-Betrieb erleichtert und die
Besatzungsgr�ßen durch ein Bohrportal effizienter steuert. Seit der
Implementierung des Systems hat sich der Anteil von Remote-Betrieb
von ungefähr 50 Prozent der Arbeiten im zweiten Quartal 2015 auf 75
Prozent der Arbeiten im ersten Quartal 2016 erh�ht. Zudem ist die
Besatzungsgr�ße vor Ort 2015 um 6 Prozent verglichen mit 2014
verringert worden, wodurch sich die Gefährdung aufgrund von
Sicherheits- und Umweltschutzrisiken reduzierte, während
gleichzeitig ein hohes Niveau an Servicequalität aufrechterhalten
wurde.
In Norwegen vergab Det norske oljeselskap ASA (Det norske) an
M-I SWACO einen Vierjahresvertrag über die Lieferung von
Spezialchemikalien und damit zusammenhängenden Dienstleistungen für
Alvheim und das neue Offshore-Erschließungsgebiet Ivar Aasen.
Technische Unterstützung wird für alle Offshore-Standorte des
Unternehmens von der Festlandsbasis in Trondheim und dem
Remote-Betriebszentrum in Stavanger bereitgestellt.
Production Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer
Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2016 31. März 2016 30. Juni 2015
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
$ 2.099 $ 2.348 $ 3.059
-11 %
-31 % Betriebsergebnis vor Steuern
90 208 397
-57 % -77 % Operative Marge vor Steuern
4,3 % 8,9 % 13,0 %
-459 bps -871 bps
Rückgang der operativen Marge
48 % 32 %
Die Umsätze der Production Group in H�he von 2,1 Milliarden
US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 11 Prozent
zurück, wobei mehr als die Hälfte des Rückgangs auf eine Abnahme in
Nordamerika bedingt durch die Auftauperiode in Kanada und einen
erh�hten Preisdruck zurückzuführen ist. Während die Zahl der
Frakturierungsabschnitte mit Druckpumpen und die aktiven Flotten um
mehr als 15 Prozent gegenüber dem Vorquartal zunahmen, glich ein
nachteiliger Umsatzmix in Kombination mit dem bestehenden
Preisdruck den Volumenzuwachs mehr als wieder aus. Der Beitrag
Nordamerikas zum Konzernumsatz ging dieses Quartal auf 25 Prozent
zurück.
Die operative Marge vor Steuern von 4 Prozent sank im Vergleich
zum Vorquartal um 459 bps, hauptsächlich aufgrund geringerer
Aktivität und erh�hter Preisschwäche bei den Druckpumpenservices
für das nordamerikanische Festland. Gegenüber dem Vorquartal
nahm die Rückgang der operativen Marge im Ergebnis der Entscheidung
zu, das operative Leistungsverm�gen an bestimmten Standorten
aufrechtzuerhalten, um Marktanteile trotz geringerer Aktivität zu
verteidigen. Belastbare Schlumberger Production
Management-Projekte, deren zentral geführte weltweite F�rderung nun
in etwa ein Volumen von 250.000 Barrel/Tag (bbl/d) erreicht hat,
trugen auch weiterhin zu den wachsenden Margen der Gruppe bei.
Die Production Group profitierte vom Einsatz einer Reihe neuer
Technologien sowie von Initiativen im Rahmen der
Transformationsprogramme während des Quartals.
In Kuwait setzte Well Services das HiWAY*
Flow-Kanal-Fracturing-Verfahren für sechs Bohrungen in einem
Sandsteinreservoir mit hohem Schiefer- und Siltgehalt im Südosten
des Landes ein. Die HiWAY-Technologie steigerte die Konduktivität
und senkte zugleich den Wasser- und Stützmittelverbrauch, was zu
einer Senkung des operativen Aufwands und zu einer vereinfachten
Logistik beitrug. Obgleich die sechs Bohrungen mit konventionellen
Stimulationssystemen behandelt wurden, die zu keiner Einleitung der
F�rderung nach der Behandlung führten, half die HiWAY-Technologie
dem Kunden, F�rderdurchflussraten zu erreichen, die die
ursprünglichen Erwartungen um das Dreifache übertrafen.
In Oman setzte Completions die erste in das Rohr integrierte
faseroptische DTS-Technologie (Distributed Temperature Sensing,
beruhend auf dem Einsatz von verteilten Temperatursensoren) für PDO
im Marmul-Feld ein. Aktuell profitierte das Marmul-Feld angesichts
verbesserter Ölf�rderungsmethoden unter Verwendung eines
Polymer-Flutungsverfahrens von der Kombination aus der DTS- und der
Technologie auf Grundlage verteilter Akustiksensoren, die
Tiefenmessungen erm�glichen, die zur Analyse von Einspritz- und
F�rderungsprofilen für die Konformität der Polymer-Flutung
verwendet werden.
Im brasilianischen Offshore-Gebiet setzte Well Services die
rohrstranggeführte CoilFLATE-Technologie* mit aufblasbarem Packer
für Petrobras während einer Pfropf- und
Außerbetriebsetzungskampagne im Campos-Becken ein. Die
CoilFLATE-Technologie soll dazu dienen, die Packer an Ort und
Stelle zu halten und eine verlässliche Hochdruckversieglung bei
hoher Ausdehnungsrate bereitzustellen, die jeder chemischen
Umgebung und Temperaturen von bis zu 190°C (375°F) widersteht.
Zudem erm�glichten die ACTive DTS* verteilten Temperaturmessungen
eine Echtzeitdatenerfassung im Bohrloch, dank derer ein Leck
entdeckt wurde und in der Konsequenz drei Tage an überflüssigen
Wiederherstellungsarbeiten für den erfolgreichen Abschluss der
Operation vermieden werden konnten.
In Brasilien verwendete Well Services die Invizion RT*-Services
für die Bohrlochintegrität in einer Bohrung für Repsol Sinopec
Brasil im Ultratiefseebecken Campos. Invizion RT-Technologie führte
zur Verbesserung der Zementierungsarbeiten im mittleren
Landungsabschnitt, indem die Überwachung, Steuerung und Bewertung
der Zementanbringung in Echtzeit erm�glicht wurde. Die M�glichkeit
des Wegfalls von Abdichtungsarbeiten (Top-Of-Liner Squeeze Job)
sowie zur Bestätigung der erfolgten Isolierung (top of isolation)
ließen den Kunde mehr als 12 Stunden Bohrzeit einsparen.
In der Offshore-Region vor Angola verwendete Well Services eine
Kombination von Technologien für Total Exploration & Production
im Kaombo-Projekt. Tiefseequellen gehen mit der Herausforderung
einher, unmittelbare wasserführende und kohlenwasserstoffführende
Zonen mit Druckdifferenzen sowie Frakturgradienten bei engen Poren
isolieren zu müssen. Losseal Microfracture* Technologie für
mangelnde Zirkulation in Kombination mit der
MUDPUSH-Abstandshalter-Gerätefamilie* bot optimale
Schlammentfernung und sparte Bohrzeit während der
Zementierungsmaßnahmen.
Auf dem US-Festland nutzte Well Services LiteCRETE* eine
Aufschlämmung aus leichtgewichtigem Zement, um das neu entwickelte
Ölf�rderrohr des Kunden mit Zement an der Oberfläche einer Bohrung
im Lea County in New Mexico zu isolieren. LiteCRETE-Technologie
besitzt eine außergew�hnliche Druckfestigkeit und Permeabilität
nach dem Aushärten und bietet hervorragende Perforationsqualität,
ohne dass dadurch die Zementintegrität reduziert wird. Durch die
Eliminierung eines Rohrstrangs aus dem üblichen dreisträngigen
Ansatz konnte der Kunde Kosten von ungefähr 500.000 US-Dollar
sparen.
In Nordamerika erm�glichte das
Schlumberger-Transformationsprogramm Verbesserungen bei der
Zuverlässigkeit und der Leistungserbringung für die
Geschäftstätigkeit von Well Services. Die Implementierung von RCM
für Mischer und hydraulische Frakturierungspumpen zusammen mit
einem umfassenden Mitarbeiterschulungsprogramm sparte mehr als 9
Millionen US-Dollar über den Zeitraum von 9 Monaten und reduzierte
zudem nichtproduktive Zeiten im Zusammenhang mit dem Mischer um 64
Prozent. Die Nutzung prädiktiver Analysen hat die regionalen
Supportzentren (Regional Support Centers) befähigt, seit September
2015 Anlagenprobleme bei Frakturierungspumpleistung-Endkomponenten
vorherzusagen, die in Kombination mit anderen Maßnahmen fast 8
Millionen US-Dollar an Materialien und Betriebsmitteln eingespart
haben. Weiterhin erm�glichte die Anwendung prädiktiver Analysen bei
Felddaten aus 2014 die Entwicklung eines
Pumpeninstandhaltungsprogramms (Pump Asset Care Program), dass RCM
verwendet. Sobald dieses vollständig implementiert worden ist,
erwarten wir, dass es die Betriebsmittelverfügbarkeit um 8 Prozent
steigert und zu Einsparungen von 30 Millionen US-Dollar über den
Zeitraum von drei Jahren führen wird.
Cameron Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer
Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Juni 2016 31. März 2016* 30. Juni
2015*
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
$ 1.536 $ 1.628 $ 2.236
-6 % -31
% Betriebsergebnis vor Steuern
243 236 328
3
% -26 % Operative Marge vor Steuern
15,8 % 14,5 % 14,7 %
130 bps 113
bps Rückgang der operativen Marge
k. A. 12
% *Das erste Quartal 2016 und das zweite Quartal 2015
werden zu Vergleichszwecken auf Pro-Forma-Basis dargestellt.
Die Cameron Group erzielte einen Umsatz von 1,5 Milliarden
US-Dollar und eine operative Marge vor Steuern von 16 Prozent. Der
Umsatz, der zu 62 Prozent von den internationalen Märkten
herrührte, wurde durch einen sinkenden Projekt-Auftragsbestand
sowie durch eine weitere Abschwächung bei den Aktivitäten auf dem
US-Festland beeinflusst, die vorwiegend die kurzfristigen Geschäfte
der Valves & Measurement- und Surface-Produktlinien
beeinträchtigte.
Die Umsatzrendite vor Steuern von 16 Prozent stieg gegenüber dem
Vorquartal auf einer Pro-Forma-Basis trotz des Marktabschwungs.
Bef�rdert wurde dies durch die effektive Projektumsetzung der
Produktlinien OneSubsea, Drilling und Process Systems.
Neue Auftragserteilungen und Projektstarts beeinflussten die
Leistungsentwicklung der Cameron Group. Dazu geh�rte eine Zahl an
zusätzlichen Erfolgen für die OneSubsea, einem
Schlumberger-Unternehmen.
Woodside Energy Ltd vergab an OneSubsea einen Vertrag über
Ingenieurs-, Beschaffungs-, Integrations- und Bauleistungen (EPIC)
für das Greater Enfield-Offshore-Projekt vor Australien mit einem
Gesamtvolumen von etwa 300 Millionen US-Dollar. Der Vertrag
schließt sechs horizontale SpoolTree*-Untersee-Bäume ein; sechs
horizontale Bäume für das Graphersetzungssystem; sechs
Multiphasen-Messgeräte; eine High-Boost-Dual-Pumpstation mit
Hochspannungsmotoren; symbiotische, Außenwand-, Untersee-Steuerung
und Vertrieb; Interventions- und Workover-Steuersysteme;
Landing-Strang; und Installations- und Inbetriebnahmeleistungen
In Ägypten hat Belayim Petroleum Company (Petrobel) einen
EPIC-Vertrag an OneSubsea mit einem Gesamtvolumen vom mehr als 170
Millionen US-Dollar für die Lieferung eines Unterseef�rdersystems
für die erste Stufe des Zohr-Gasfelds vergeben, das sich in der
Shorouk-Konzession vor der Küste Ägyptens befindet. Die Vergabe
folgt auf eine beschleunigte Vorplanungsstudie
(Front-End-Engineering-Design, FEED-Studie) durch OneSubsea, in der
ein interdisziplinäres Team mit Eni und Petrobel zusammenarbeitete,
um die unterseeische Anlagenarchitektur für dieses Feld mit einem
hohen Gasvolumen und dem zweitgr�ßten Step-Out weltweit von mehr
als 150 Kilometer zu entwickeln. Der Vertragsumfang schließt sechs
horizontale SpoolTree*-Unterwasser-Bäume, Interventions- und
Workover-Steuersysteme, Landing-Strang, Tie-in,
hochleistungsfähiges Druckschutzsystem, Außenwand- und
Unterseesteuerungen und Verteilung, die durch die faseroptische
Kommunikationstechnologie erm�glicht wird, Wasserdetektion und
Salzgehaltsüberwachung unter Verwendung des
AquaWatcher*-Wasseranalysesensors, und Installations- und
Inbetriebnahmeleistungen ein.
BP Exploration (Delta) Ltd. und die Partner Deutsche Erdoel AG
haben an OneSubsea einen Auftrag zur Lieferung unterseeischer
F�rdersysteme für die ägyptischen Offshore-Felder West Nile Delta
Giza/Fayoum und Raven vergeben Giza/Fayoum wird an die
modifizierten Rosetta-Anlagen an Land zurück verbunden und mit
einem neuen terrestrischen Werk für Raven integriert. Die
Versorgung weit entfernter Gasfelder umfasst Unterseebäume mit
großen Bohrungen, zahlreiche Systeme, zu denen unter anderem
hochleistungsfähige Druckschutzsysteme, Anschlusssysteme und
Steuersysteme geh�ren zusammen mit Projektentwicklung,
Projektmanagement und Projekterprobung geh�ren.
Im Golf von Mexiko (USA) führte OneSubsea erfolgreich die
Inbetriebnahme und die Anlaufphase der in der ultratiefen Gewässern
installierten Untersee-Boosting-Systeme durch. Durch die
Reduzierung des Gegendrucks auf die Lagerstätte besitzt die
unterseeische Boosting-Pump-Technologie das Potenzial, den
F�rderungsfaktor um 10 bis 30 Prozent zu verbessern, was sich in
einer zusätzlichen F�rdermenge von 50 bis 150 Millionen Barrel Öl
niederschlägt.
Finanzübersicht
Zusammengefasste
konsolidierte Gewinnrechnung (Angaben in Millionen
US-Dollar, außer Angaben je Aktie) Zweites Quartal Sechs
Monate Zeiträume bis zum 30. Juni
2016
2015
2016 2015 Umsatz
$
7.164 $ 9.010
$ 13.684 $ 19.258 Zinsen und
sonstige Erträge
54 47
98 96 Ausgaben Umsatzkosten
6.315 7.136
11.774 15.231 Forschung und technische
Entwicklung
257 279
497 546 Vertriebs- und
Verwaltungsgemeinkosten
103 120
213 239
Wertminderungen und Sonstiges (1)
2.573 -
2.573 439
Fusion und Integration (1)
335 -
335 - Zinsen
149 86
282 169 Gewinn (Verlust) vor Steuern
$ (2.514 ) $ 1.436
$ (1.892
) $ 2.730 Ertragssteuern (Verluste) (1)
(368 ) 302
(269
) 608 Nettogewinn/(-verlust)
$
(2.146 ) $ 1.134
$ (1.623 ) $
2.122 Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen
14 10
36
23 Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn
(-verlust) (1)
$ (2.160 )
$ 1.124
$ (1.659 ) $ 2.099
Verwässerter Gewinn (Verlust) je Aktie von Schlumberger (1)
$ (1,56 ) $ 0,88
$ (1,26 ) $ 1,64 Mittelwert der
im Umlauf befindlichen Aktien
1.389 1.269
1.321 1.273
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung
1.389
1.280
1.321 1.282
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)
$ 1.113 $ 1.047
$ 2.080 $ 2.089
(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 US-Dollar)
30. Juni 31. Dezember Aktiva
2016
2015 Umlaufverm�gen Barmittel und kurzfristige
Kapitalanlagen
$ 11.192 $ 13.034 Forderungen
9.374 8.780 Sonstiges aktuelles Umlaufverm�gen
6.629 5.098
27.195
26.912 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
386 418 Anlageverm�gen
13.226 13.415 Seismische
Multiclient-Daten
976 1.026 Firmenwert (Goodwill)
24.603 15.605 Immaterielle Werte
9.921 4.569 Sonstige
Verm�genswerte
4.864
6.060
$ 81.171
$ 68.005 Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten Laufende
Verbindlichkeiten und Rückstellungen
$ 9.494 $ 7.727
Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer
1.043 1.203
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen
Verbindlichkeiten
3.371 4.557 Auszuschüttende Dividenden
701 634
14.609 14.121 Langfristige Verbindlichkeiten
18.252
14.442 Latente Steuern
2.631 1.075 Pensionsnebenleistungen
1.341 1.434 Sonstige Verbindlichkeiten
1.359 1.028
38.192 32.100
Eigenkapital
42.979
35.905
$ 81.171
$ 68.005
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
ergänzende 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.
Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen
und Kosten kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die
Geschäftsführung ist der Meinung, dass der freie Cashflow eine
wichtige Kennzahl zur Bemessung der Liquidität des Unternehmens für
Anleger und die Geschäftsführung darstellt und ein nützlicher
Messwert für das Verm�gen unseres Geschäfts, Liquidität zu
generieren, ist. Sobald die geschäftlichen Notwendigkeiten und
Verpflichtungen erfüllt wurden, 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 (residualer Mittelfluss) dar, der für
beliebige Ausgaben verfügbar ist.
Nettoverbindlichkeiten und freier Cashflow sind nicht
GAAP-konforme Finanzkennzahlen, die zusätzlich, nicht jedoch als
Alternative für die Summe der Verbindlichkeiten oder dem Cashflow
aus laufender Geschäftstätigkeit oder diesen gegenüber als
überlegen angesehen werden sollten.
Einzelheiten zu Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen
hier:
(Angaben in Millionen US-Dollar)
Zeiträume bis zum 30. Juni
Sechsmonatszeitraum2016
ZweitesQuartal2016
Sechsmonatszeitraum2015
Nettogewinn (-verlust) vor Minderheitsanteilen $ (1.623 ) $
(2.146 ) $ 2.122 Wertminderung und andere Belastungen abzüglich
Steuern 2.476 2.476 383
Nettoertrag vor Minderheitsbeteiligungen,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
853 330 2.505 Wertminderungen und Abschreibungen (1) 2.080 1.113
2.089 Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 92
32 217 Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 145 84 167
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (83 )
(38 ) (214 ) Änderung beim Betriebskapital (250 ) 213 (837 )
Sonstiges 5 (102 ) 157
Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit(2)
2.842 1.632
4.084 Kapitalaufwendungen (998 ) (449 ) (1.193
) SPM-Investitionen (729 ) (132 ) (222 ) Kapitalisierte seismische
Multiclient-Daten (333 ) (166 ) (221 )
Freier Cashflow 782 885
2.448 Aktienrückkaufprogramm
(506 ) (31 ) (1.239 ) Ausgeschüttete Dividenden (1.255 ) (626 )
(1.151 ) Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 195
32 256
(784
) 260 314
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener
Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten (3.790 ) (3.709 ) (206
) Ausgelaufene Geschäftstätigkeit – Vereinbarung mit dem
US-Justizministerium - - (233 ) Sonstiges 76
58 (86 ) Anstieg der Nettoverbindlichkeiten (4.498 )
(3.391 ) (211 ) Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums
(5.547 ) (6.654 ) (5.387 )
Nettoverbindlichkeiten zum Ende des Zeitraums $ (10.045 ) $ (10.045
) $ (5.598 )
Bestandteile der
Nettoverbindlichkeiten
30. Juni2016
31. März2016
31. Dez.2015
30. Juni2015
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 11.192 $ 14.432 $
13.034 $ 7.274 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche
Kapitalanlagen 386 401 418 469 Kurzfristige Kredite und
kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (3.371 )
(4.254 ) (4.557 ) (4.231 ) Langfristige Verbindlichkeiten
(18.252 ) (17.233 ) (14.442 ) (9.110 ) $
(10.045 ) $ (6.654 ) $ (5.547 ) $ (5.598 )
(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 545 Millionen
US-Dollar und 455 Millionen US-Dollar jeweils im zum
30. Juni 2016 beziehungsweise 2015 zu Ende gegangenen
Sechsmonatszeitraum und 285 Millionen US-Dollar im zweiten
Quartal 2016. Enthält weiterhin ungefähr 100 Millionen US-Dollar an
Zahlungen, die in Verbindung mit einmaligen Transaktionen, die mit
der Übernahme von Cameron im Zusammenhang stehen.
Belastungen und Gutschriften
Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit
den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der
Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP)
ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum zweiten
Quartal 2016 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß
Definition nach Verordnung G der US-B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC).
Nettogewinn, ausschließlich Belastungen und Gutschriften, sowie
davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je
Aktie, ausschließlich Belastungen und Gutschriften; Nettogewinn aus
Minderheitsbeteiligungen, ausschließlich Belastungen und
Gutschriften; und effektiver Steuer, ausschließlich Belastungen und
Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die
Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen
und Gutschriften von die Finanzkennzahlen, sie befähigen, die
Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den
Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu
identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten
überdeckt werden würden. Diese Kennzahlen werden von der
Unternehmensleitung auch als Leistungsindikatoren zur Festlegung
bestimmter Leistungsvergütungen genutzt. Die vorstehenden nicht
GAAP-konformen Kennzahlen sollten als Ergänzung zu anderen
Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren angesehen werden, die in
Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden, und keinesfalls als
Ersatz dafür oder als jenen überlegen erachtet werden. Nachfolgend
dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen
Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen.
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Zweites Quartal 2016 Vor
Steuern Steuer
Minderheitsbeteiligungen
Netto
VerwässerterGewinn je Aktie
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften $ 394 $
64 $ 14 $ 316 $ 0,23 Wertminderungen auf Verm�genswerte
(1.058 ) (177 ) - (881 ) Belegschaftsverkleinerung (646 ) (63 ) -
(583 ) Wertberichtigungen von Beständen (616 ) (49 ) - (567 )
Wertminderung von seismische Multiclient-Daten (198 ) (62 ) - (136
) Weitere Umstrukturierungsausgaben, netto (55 ) - - (55 )
Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände
(Purchase Accounting Inventory) (150 ) (45 ) - (105 )
Geldleistungen an Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit
Fusionen (92 ) (17 ) - (75 ) Weitere im Zusammenhang mit Fusionen
und Integration (93 ) (19 ) -
(74 ) Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage) $
(2,514 ) $ (368 ) $ 14 $ (2.160 ) $ (1,56 )
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Sechs Monate 2016 Vor Steuern
Steuer
Minderheitsbeteiligungen
Netto
VerwässerterGewinn je Aktie
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften $ 1.015
$ 162 $ 36 $ 817 $ 0,62 Wertminderungen auf Verm�genswerte
(1.058 ) (177 ) - (881 ) Belegschaftsverkleinerung (646 ) (63 ) -
(583 ) Wertberichtigungen von Beständen (616 ) (49 ) - (567 )
Wertminderung von seismische Multiclient-Daten (198 ) (62 ) - (136
) Weitere Umstrukturierungsausgaben (55 ) - - (55 ) Abschreibungen
von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände (Purchase
Accounting Inventory) (150 ) (45 ) - (105 ) Geldleistungen an
Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen (92 ) (17 ) -
(75 ) Weitere im Zusammenhang mit Fusionen und Integration
(93 ) (19 ) - (74 )
Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage) $ (1.893 ) $ (270
) $ 36 $ (1.659 ) $ (1,26 )
Sechs Monate
2015 Vor Steuern Steuer
Minderheitsbeteiligungen
Netto
VerwässerterGewinn je Aktie
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften $ 3.169
$ 664 $ 23 $ 2.482 $ 1,94 Belegschaftsverkleinerung (390 )
(56 ) - (334 ) Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela
(49 ) - - (49 )
Schlumberger-Nettogewinn (GAAP-Grundlage) $ 2.730 $
608 $ 23 $ 2.099 $ 1,64
Im ersten Quartal 2016 und im zweiten
Quartal 2015 waren weder Belastungen noch Gutschriften
auszuweisen.
Produktgruppen
(Angaben in Millionen US-Dollar)
Dreimonatszeitraum bis 30. Juni 2016
31. März 2016 30. Juni 2015
Umsatz
Gewinn vor
Steuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Reservoir Characterization
$ 1.593 $
266 $ 1.747 $ 331 $ 2.510 $ 655 Drilling
2.034
171 2.493 371 3.469 672 Production
2.099 90
2.348 208 3.059 397 Cameron
1.536 243 - - - -
Ausbuchungen und Sonstiges
(98 ) (23
) (68 ) (9 ) (28 ) (16 ) Betriebsergebnis vor
Steuern
747 901 1.708 Konzern und Sonstiges
(241
) (172 ) (199 ) Zinserträge(1)
24 13 6
Zinsaufwendungen(1)
(136 ) (120 ) (79 ) Belastungen
und Gutschriften
(2.908 )
- -
$ 7.164
$ (2,514 ) $ 6.520 $ 622 $ 9.010
$ 1.436
(Angaben in Millionen US-Dollar)
Sechsmonatszeitraum zum 30. Juni 2016 30. Juni 2015
Umsatz
Gewinn vor
Steuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Reservoir Characterization
$ 3.339 $
597 $ 5.165 $ 1.327 Drilling
4.527 542 7.391
1.450 Production
4.447 298 6.764 941 Cameron
1.536 243 - - Ausbuchungen und Sonstiges
(165
) (32 ) (62 ) (17 )
Betriebsergebnis vor Steuern
1.648 3.701 Konzern und
Sonstiges
(413 ) (390 ) Zinserträge(1)
37 14
Zinsaufwendungen(1)
(256 ) (156 ) Belastungen und
Gutschriften
(2.908 )
(439 )
$ 13.684 $ (1.892
) $ 19.258 $ 2.730
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen
der Produktgruppen 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 der Cashflow aus der
Geschäftstätigkeit für das zweite Quartal 2016?
Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit lag bei 1,6 Milliarden
US-Dollar für das zweite Quartal von 2016 und schloss ungefähr 285
Millionen US-Dollar an Abfindungszahlungen und 100 Millionen
US-Dollar Zahlungen in Verbindung mit einmaligen Transaktionen ein,
die mit der Übernahme von Cameron während des Quartals im
Zusammenhang stehen.
3)
Wie hoch war der Cashflow aus der
Geschäftstätigkeit für das erste Halbjahr 2016?
Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit lag bei 2,8 Milliarden
US-Dollar für das erste Halbjahr von 2016 und schloss ungefähr 545
Millionen US-Dollar an Abfindungszahlungen und 100 Millionen
US-Dollar Zahlungen in Verbindung mit einmaligen Transaktionen ein,
die mit der Übernahme von Cameron während des Quartals im
Zusammenhang stehen.
4)
Wie hoch war der freie Cashflow als
Prozentsatz des Nettogewinns aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften im zweiten Quartal 2016?
Der freie Cashflow, der 855 Millionen US-Dollar betrug und
Abfindungszahlungen in H�he von ungefähr 285 Millionen US-Dollar,
100 Millionen US-Dollar an Zahlungen in Verbindung mit einmaligen
Transaktionen, Capex-Ausgaben in H�he von ungefähr 449 Millionen
US-Dollar, SPM-Investitionen in H�he von ungefähr 132 Millionen
US-Dollar, sowie seismische Multiclient-Daten in H�he von ungefähr
166 Millionen US-Dollar umfasste, belief sich als Prozentsatz des
Nettogewinns aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften im zweiten Quartal 2016 auf 268 Prozent.
5)
Wie hoch war der freie Cashflow als
Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften im ersten Halbjahr 2016?
Der freie Cashflow, der 782 Millionen US-Dollar betrug und
Abfindungszahlungen in H�he von ungefähr 545 Millionen US-Dollar,
100 Millionen US-Dollar an Zahlungen in Verbindung mit einmaligen
Transaktionen, Capex-Ausgaben in H�he von ungefähr 998 Millionen
US-Dollar, SPM-Investitionen in H�he von ungefähr 729 Millionen
US-Dollar, sowie seismische Multiclient-Daten in H�he von ungefähr
333 Millionen US-Dollar umfasste, belief sich als Prozentsatz des
Nettogewinns aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften im ersten Halbjahr 2016 auf 92 Prozent.
6)
Was sind die Erwartungen für
Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2016?
Für 2016 werden Capex-Ausgaben (ohne Multiclient- und
SPM-Investitionen) in H�he von 2,2 Milliarden US-Dollar erwartet,
einschließlich von drei Quartalen von Capex für die übernommenen
Cameron-Geschäftsbereiche.
7)
Was war in „Zinsen und sonstige
Erträge” für das zweite Quartal 2016 enthalten?
Die „Zinsen und sonstigen Erträge” für das zweite Quartal 2016
beliefen sich auf 54 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte
sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in H�he von 24
Millionen US-Dollar und Zinserträgen in H�he von 30 Millionen
US-Dollar zusammen.
8)
Welche Änderungen der Zinserträge und
Zinsaufwendungen sind für das zweite Quartal 2016
auszuweisen?
Die Zinserträge in H�he von 30 Millionen US-Dollar stiegen
gegenüber dem Vorquartal um 11 Millionen US-Dollar. Die
Zinsaufwendungen in H�he von 149 Millionen US-Dollar stiegen
gegenüber dem Vorquartal um 16 Millionen US-Dollar.
9)
Was ist der Unterschied zwischen dem
Betriebsergebnis vor Steuern und den konsolidierten Erträgen von
Schlumberger vor Steuern?
Der Unterschied besteht grundsätzlich in Posten, die sich auf den
Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften),
Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten
Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte
Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten
immateriellen Verm�genswerten (einschließlich von Abschreibungen zu
immateriellen Verm�genswerten im Ergebnis der Übernahme vom
Cameron), sowie gewissen zentral verwalteten Initiativen und
sonstigen betriebsfremden Posten.
10)
Was war der effektive Steuersatz
(Effective Tax Rate, ETR) für das zweite Quartal 2016?
Der effektive Steuersatz (ETR) für das zweite Quartal 2016 betrug
bei einer Kalkulation in Übereinstimmung mit GAAP 14,6 Prozent,
verglichen 15,9 Prozent für das erste Quartal 2016. Der
effektive Steuersatz (ETR) für das zweite Quartal 2016 ohne
Belastungen und Gutschriften betrug 16,2 Prozent, was im Vergleich
zu 15,9 Prozent aus dem ersten Quartal 2016 steht.
11)
Wie viele Stammaktien waren zum
30. Juni 2016 im Umlauf, und wie veränderte sich dies
gegenüber dem Ende des letzten Quartals?
Zum 30. Juni 2016 waren 1.391 Milliarden Stammaktien
im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im
Umlauf befindlicher Aktien vom 31. März 2016 bis zum
30. Juni 2016.
(Angaben in Millionen US-Dollar)
Ausgegebene Aktien zum 31. März 2016 1.252 Übernahme von Cameron
138 An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien
1 Übertragung von Belegschaftsaktien - Gemäß
Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien -
Aktienrückkaufprogramm - Zum 30. Juni 2016 im Umlauf befindliche
Aktien 1.391
12)
Wie hoch war das gewichtete Mittel der
ausstehenden Aktien im zweiten Quartal 2016 und im ersten Quartal
2016, 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 ausstehender Aktien während des zweiten
Quartals 2016 und des ersten Quartals 2016 betrug 1.389
beziehungsweise 1.254 Milliarden. Es folgt ein Abgleich des
gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen
Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der
verwässerten Gewinne je Aktie ausschließlich von Belastungen und
Gutschriften verwendet wird. (Angaben in Millionen
US-Dollar)
Zweites Quartal 2016
Erstes Quartal2016
Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien 1.389
1.254 Angenommene Ausübung von Aktienoptionen 3
1 Gesperrte Belegschaftsaktien 5
4 Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung 1.397
1.259
13)
Wie hoch waren die Multiclient-Verkäufe
im zweiten Quartal 2016?
Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren
beliefen sich im zweiten Quartal 2016 auf 145 Millionen
US-Dollar und im ersten Quartal 2016 auf 77 Millionen
US-Dollar.
14)
Wie hoch war der Auftragsbestand von
WesternGeco am Ende des zweiten Quartals 2016?
Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit
Kunden am Ende des zweiten Quartals 2016 betrug 865 Millionen
US-Dollar. Zum Ende des ersten Quartals 2016 betrug er
966 Millionen US-Dollar.
15)
Wie hoch war der Bestell- und
Auftragsbestand für die Segmente Subsea und Drilling von
Cameron?
Der Bestell- und Auftragsbestand für Subsea und Drilling war wie
folgt: (Angaben in Millionen US-Dollar)
Bestellungen
Zweites
Quartal 2016
Erstes Quartal2016
Subsea
$ 315 $ 305 Drilling
$
166
$ 150
Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraumes)
Subsea
$ 2.642 $ 2.870 Drilling
$ 1.050
$ 1.308
16)
Worauf beziehen sich die verschiedenen
Belastungen, die Schlumberger im zweiten Quartal 2016 verzeichnet
hat?
Belastungen aus
Wertberichtigung:
Aufgrund der anhaltend ungünstigen Situation auf dem Öl- und
Gasmarkt, die sich weiterhin verschlechtert hat, und ihrer
Auswirkungen auf die Prognosen zu den Aktivitäten hat Schlumberger
beschlossen, dass die Buchwerte bestimmter Aktiva nicht mehr
erstattungsfähig waren, was im zweiten Quartal folgende
Wertberichtigungsbelastungen in H�he von 1,9 Milliarden US-Dollar
zur Folge hatte: -- 1,058 Milliarden US-Dollar Wertberichtigungen
auf Anlageverm�gen vor allem im Zusammenhang mit wenig genutzten
Anlagen und Ausrüstungen. -- 616 Millionen US-Dollar
Wertberichtigungen des Buchwertes bestimmter Bestände. -- 198
Millionen US-Dollar Wertminderung von seismischen
Multiclient-Daten. -- 55 Millionen US-Dollar an weiteren
Restrukturierungskosten. Schlumberger geht nicht davon aus, dass
infolge dieser Belastungen durch Wertminderungen signifikante
Barauslagen entstehen werden.
Stellenabbau:
Als Ergebnis der Schwäche bei Aktivitäten, deren Andauern wir für
das gesamte Jahr 2016 erwarten, hat Schlumberger beschlossen,
weiter Personal abzubauen. Infolgedessen verzeichnete Schlumberger
im zweiten Quartal Belastungen vor Steuer in Verbindung mit diesem
Personalabbau in H�he von 646 Millionen US-Dollar.
Fusions- und Integrationskosten im
Zusammenhang mit der Cameron-Übernahme:
Im Zusammenhang mit der Übernahme von Cameron durch Schlumberger
verzeichnete Schlumberger Belastungen vor Steuern in H�he von 335
Millionen US-Dollar, die aus 150 Millionen US-Dollar in Verbindung
mit der nicht zahlungswirksamen Abschreibung von
Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände; 92 Millionen
US-Dollar auf Geldleistungen an Mitarbeiter im Zusammenhang mit
Fusionen und Honorar; und 93 Millionen US-Dollar weiterer Kosten im
Zusammenhang mit Fusionen und Integration.
Über Schlumberger
Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien
zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, F�rderungs-
und Verarbeitungsvorgänge in der Erd�l- und Erdgasindustrie.
Schlumberger ist in mehr als 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 2015 einen Umsatz in H�he von
35,47 Milliarden US-Dollar aus. Weitere Informationen finden
Sie unter www.slb.com.
* Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
Fußnoten
Schlumberger veranstaltet am Freitag, den
22. Juli 2016 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der
obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognose. Die Telefonkonferenz
beginnt um 7:00 Uhr US Central Time (CT), das heißt um
8:00 Uhr (Eastern Time) und 13:00 Uhr Londoner Zeit. 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
22. August 2016 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 392686 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 2016 eine
Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.
Dieser Ergebnisbericht für das zweite Quartal 2016 sowie unsere
anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne
des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen,
die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: unsere
Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; erh�hte
Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente
(und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen
Regionen in den einzelnen Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und
Steigerung der F�rderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen
von Betriebsverfahren und Technologien; Kapitalaufwendungen durch
Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie; die
Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger; die erwarteten
Vorteile der Cameron-Transaktion; der Erfolg der Joint Ventures und
Zusammenschlüsse von Schlumberger; die zukünftige globale
Wirtschaftslage sowie zukünftige Ergebnisse des operativen
Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten,
unter anderem: die Weltwirtschaftslage; Veränderungen der Ausgaben
für Exploration und F�rderung bei den Kunden von Schlumberger sowie
Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von
Erd�l- und Erdgas; allgemeine wirtschaftliche, politische und
geschäftliche Situationen in entscheidenden Regionen der Welt;
Risiken im Zusammenhang mit ausländischen Währungen;
Preiserosionen; Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte
Faktoren; betriebliche Änderungen, Verz�gerungen oder Streichungen;
F�rderungsrückgänge; Änderungen von beh�rdlichen Bestimmungen und
Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur
Offshore-Öl- und -Gas-Exploration, radioaktiven Strahlenquellen,
Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen
und Initiativen zum Klimaschutz; die M�glichkeit, dass Technologien
neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden;
die M�glichkeit, dass Cameron nicht erfolgreich integriert und die
erwarteten Synergien nicht realisiert werden; die M�glichkeit, dass
entscheidende Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben; sowie
sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht
für das zweite Quartal 2016 sowie unseren aktuellen Formblättern
10-K, 10-Q und 8-K, die bei der Wertpapierbeh�rde der USA
(Securities und Exchange Commission, SEC) eingereicht oder zur
Verfügung gestellt wurden, 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.
Originalversion auf businesswire.com
ansehen: http://www.businesswire.com/news/home/20160729005935/de/
Schlumberger LimitedSimon Farrant – Schlumberger Limited, Vice
President AnlegerpflegeJoy V. Domingo – Schlumberger Limited,
Leiter AnlegerpflegeBüro +1 (713)
375-3535investor-relations@slb.com
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Apr 2024 to May 2024
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From May 2023 to May 2024