Schlumberger gibt Ergebnisse des vierten Quartals und des Gesamtjahres 2013 bekannt

24/01/2014 - 14:16 von Business Wire

Schlumberger gibt Ergebnisse des vierten Quartals und des Gesamtjahres 2013 bekanntSchlumberger Limited Gesamtjahresergebnis.

Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute einen Umsatz von 45,27 Mrd. USD für das Jahr 2013 aus laufender Geschäftstätigkeit bekannt gegeben, verglichen mit 41,73 Mrd. USD für das Jahr 2012.

Die Gesamterträge für 2013 aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrugen 6,33 Mrd. USD, was einem verwässerten Gewinn je Aktie von 4,75 USD entspricht (im Vergleich zu 4,01 USD im Jahr 2012).

Ergebnisse des vierten Quartals

Der Umsatz im vierten Quartal 2013 betrug 11,91 Mrd. USD, dies gegenüber 11,61 Mrd. USD im dritten Quartal 2013 und 11,08 Mrd. USD im vierten Quartal 2012.

Die auf Schlumberger entfallenden Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit beliefen sich unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften auf 1,79 Mrd. USD – eine Steigerung um 4 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 28 Prozent gegenüber dem gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrug 1,35 USD gegenüber 1,29 USD im Vorquartal und 1,04 USD im vierten Quartal 2012.

Schlumberger verzeichnete im vierten Quartal 2013 Belastungen in Höhe von 0,09 USD pro Aktie gegenüber 0,06 USD pro Aktie im vierten Quartal 2012. Schlumberger erfasste weder Belastungen noch Gutschriften im dritten Quartal 2013.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services war mit 11,91 Mrd. USD 3 Prozent höher als im Vorquartal und 7 Prozent höher als im Vorjahr. Die Betriebserträge vor Steuern für das Segment Oilfield Services stiegen mit 2,60 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 4 Prozent und gegenüber dem Vorjahr um 23 Prozent.

Der CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard, sagte diesbezüglich: „Wir haben das Jahr 2013 mit einem Ertrag von mehr als 45 Mrd. USD abgeschlossen, einem Plus von 8 Prozent, und wir sind im vierten Jahr infolge gewachsen. Im internationalen Bereich haben wir ein Wachstum von 3,2 Mrd. USD beziehungsweise 11 Prozent aufgrund kräftiger Explorations- und Erschließungsaktivitäten erzielt – sowohl im Offshore-Bereich als auch in wichtigen Festlandmärkten. In Nordamerika haben wir unsere Widerstandsfähigkeit gegenüber den Herausforderungen auf den Festlandmärkten bewiesen, denn unser Geschäft verzeichnete ein Wachstum von knapp 400 Mio. USD beziehungsweise 3 Prozent, angetrieben durch unsere starke Position im Offshore-Markt, insbesondere im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko. Die Betriebseinnahmen vor Steuern stiegen um 15 Prozent, wobei der internationale Bereich eine 24-prozentige Steigerung beitrug und die internationale Marge um mehr als 200 Basispunkte im zweiten Jahr in Folge auf nun 22,2 Prozent wuchs, während die Marge in Nordamerika bei immerhin 19,7 Prozent liegt.

Unsere Ergebnisse im vierten Quartal wurden von soliden Aktivitäten auf den international wichtigen Märkten und einem starken Absatz bei Produkten, Software und seismischen Multiclient-Daten in fast sämtlichen Bereichen angetrieben. International war das Wachstum am größten, wo der Ertrag ein neues Allzeithoch erreichte, jedoch verzeichneten sämtliche Bereiche ein Wachstum im Vergleich zum Vorjahr, unterstützt von der Qualität und der Effizienz unserer Arbeiten. Die Ergebnisse wurden insgesamt jedoch durch die zeitweilige Einstellung der Tätigkeiten im südlichen Irak und die saisonale Abschwächung in Nordamerika, in der Nordsee, in Russland und in China belastet.

Die geografischen Ergebnisse wurden von den Regionen Mittlerer Osten und Asien angeführt, die in den Schlüsselmärkten in Saudi-Arabien und den Vereinigten Arabischen Emiraten weiterhin sehr stark sind, sowie bei Explorationstätigkeiten in Malaysia und Australien. Tiefsee-Explorationstätigkeiten und starke Tätigkeiten beim Projektmanagement in Argentinien und Ecuador sorgten für bessere Ergebnisse in Lateinamerika, während Europa/GUS/Afrika dank signifikanter Tätigkeiten in Angola, Aserbaidschan und Turkmenistan Fortschritte machten. In Nordamerika waren die Tiefsee-Tätigkeiten im Golf von Mexiko weiterhin stark, während die Serviceintensität, eine verbesserte Effizienz, Zuwächse bei den Marktanteilen und die Einführung neuer Technologien durch einen weiteren Preiseinbruch bei den meisten Produktlinien wieder aufgezehrt wurden.

Im Technologiebereich profitierten die Gruppen Production und Reservoir Characterization am meisten vom starken Umsatz zum Jahresende. Der Umsatz bei der Software und den Multiclient-Lizenzen war mehr als ausreichend, um die saisonalen Effekte bei den Tätigkeiten von WesternGeco und Wireline auszugleichen, nachdem die Projekte zu seismischen Untersuchungen und Bohrprojekten in den nördlichen Regionen abgeschlossen worden waren. Die zugrunde liegenden Aktivitäten für die Drilling Group waren aufgrund der internationalen Nachfrage auf den Schlüsselmärkten robust und der Bereich wuchs in Ländern wie Mexiko, Saudi-Arabien und dem Irak bei der integrierten Projektmanagementarbeit. Der Umsatz bei den neuen Technologien blieb ebenfalls in sämtlichen Geschäftsgruppen stark, in denen sich Möglichkeiten einer selektiven Preiserhöhung auf einem konkurrenzstarken, internationalen Markt ergaben.

Die wirtschaftlichen Prognosen insgesamt bleiben größtenteils weiterhin unverändert, wobei sich die Basis in den USA zu verbessern und Europa auf dem Weg zu einem stärkeren Wachstum scheint. Diese positiven Effekte sollten ein langsameres Wachstum in einigen Schwellenländern wieder ausgleichen und ein Wiedererstarken der Weltwirtschaft unterstützen. Die wichtigste Erkenntnis daraus ist, dass die prognostizierten Zahlen in Bezug auf die Nachfrage nach Öl im Jahr 2014 leicht nach oben korrigiert werden mussten und nun auf dem höchsten Nachfragewert in den letzten Jahren liegen. Es wird erwartet, dass das Angebot mit der Nachfrage Schritt halten kann, sodass der Markt aus diesem Grund gut ausgeglichen bleiben wird. Die internationalen Preise für Erdgas dürften durch die Nachfrage in Asien und Europa gestützt werden. In den USA erwarten wir keine grundsätzlichen Veränderungen, wir gehen jedoch davon aus, dass sich die Bohraktivitäten für Trockengas in naher Zukunft wieder verbessern werden.

Die Qualität unseres Ergebnisses im Jahr 2013 wurde durch einen starken Umsatz bei neuen Technologien und dem ständigen Fokus auf dem Ausführungs- und Ressourcenmanagement angetrieben. Wir erwarten, dass die Ausgaben im E&P-Bereich im Jahr 2014 weiter wachsen werden, angeführt von den internationalen Aktivitäten und einer fortwährenden Stärke bei Tiefseebohrungen im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko. Zudem blicken wir weiterhin positiv auf das Jahr vor dem Hintergrund eines gut ausgeglichenen Geschäftsportfolios, einer breiten geografischen Präsenz sowie starken Betriebs-, Organisations- und Ausführungsfähigkeiten.“

Sonstige Ereignisse

  • In diesem Quartal kaufte Schlumberger 11,9 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 89,67 USD für insgesamt 1,07 Mrd. USD zurück.
  • Am 16. Januar 2014 genehmigte der Verwaltungsrat (Board of Directors) eine Erhöhung der Quartalsdividende um 28 Prozent. Die nächste Quartalsdividende, erhöht auf 0,40 USD je Stammaktie im Umlauf, wird am 11. April 2014 an diejenigen Aktionäre ausgeschüttet, die am 19. Februar 2014 eingetragen sind.

Oilfield Services

Gesamtjahresergebnis

Die Erträge für das Gesamtjahr 2013 stiegen mit 45,27 Mrd. USD um 8 Prozent gegenüber 2012, wobei die internationalen Bereiche um 11 Prozent und der Bereich Nordamerika um 3 Prozent zulegten. Die Erträge wuchsen im vierten Jahr in Folge und erreichten ein neues Allzeithoch für das Unternehmen.

Auf Basis der Geschäftsgruppen erhöhten sich die Erträge der Reservoir Characterization und Drilling Groups um 10 Prozent bzw. 9 Prozent. Das Wachstum bei den Erträgen von Reservoir Characterization lässt sich auf Gewinne bei den Marktanteilen und eine verstärkte Explorationstätigkeit in Offshore- und wichtigen Festlandmärkten zurückführen, von denen die Gruppen Testing Services, WesternGeco, Wireline und Schlumberger Information Solutions (SIS) profitierten. Die Erträge der Drilling Group wuchsen dank einer robusten Nachfrage nach Bohr- und Messdienstleistungen, während sich auch die Offshore-Bohrtätigkeiten im US-amerikanischen Golf von Mexiko, im subsaharischen Afrika, in Russland, im Mittleren Osten und in Asien verbesserten. Aufgrund höherer Bohraktivitäten verbesserten sich auch die Erträge auf wichtigen internationalen Festlandmärkten wie Saudi-Arabien, China oder Australien. Die Erträge der Production Group stiegen um 8 Prozent, zum größten Teil aufgrund der Tätigkeiten von Well Intervention, Completions, Artificial Lift, Schlumberger Production Management (SPM) und Well Services auf deren internationalen Geo-Märkten.

Aufgeschlüsselt nach Regionen wuchsen die Erträge von International in Höhe von 30,93 Mrd. USD um 3,15 Mrd. USD aufgrund von verstärkten Explorations- und Erschließungstätigkeiten in einer Vielzahl von Geo-Märkten – sowohl auf Offshore- als auch auf wichtigen Festlandmärkten. Die Umsatzsteigerung war auf die Regionen Mittlerer Osten und Asien zurückzuführen, in denen das Wachstum dank einer Ausweitung des Projekts- und Tätigkeitsportfolios in Saudi-Arabien, im Irak und in den Vereinigten Arabischen Emiraten 23 Prozent Betrug. Zu der Ausweitung gehören verstärkte seismische Untersuchungen in Kombination mit Explorations- und Erschließungsarbeiten in ganz Asien sowie nachhaltige Offshore- und Festlandbohrtätigkeiten auf den Geo-Märkten Australasien und China. Das Wachstum in der Region Europa/GUS/Afrika betrug 8 Prozent, angeführt von den Regionen Russland und Zentralasien aufgrund von starken Tätigkeiten auf dem Festland in Westsibirien und robusten Offshore-Projekten vor der Insel Sachalin. Die Region subsaharisches Afrika trug dank starker Explorations- und Erschließungstätigkeiten ebenfalls zum Wachstum bei. In der Region Lateinamerika wurde ein Wachstum in Höhe von 3 Prozent verzeichnet, in der Hauptsache aufgrund von soliden Fortschritten bei SPM-Projekten in Ekuador und verstärkten Tätigkeiten beim integrierten Projektmanagement (IPM) in Argentinien. In der Region Nordamerika wuchsen die Erträge in Höhe von 13,90 Mrd. USD um 3 Prozent, angetrieben durch die Offshore-Tätigkeiten, deren Wachstum bei 18 Prozent lag. Die Erträge bei den Festlandaktivitäten hingegen gingen um 2 Prozent zurück. Das Wachstum bei den Offshore-Erträgen ließ sich auf verstärkte Bohrungs- und Explorationstätigkeiten zurückführen. Insgesamt erhöhte sich die Anzahl der Bohrungen um 12 Prozent. Die Festlandgeschäfte waren weiterhin von Preisschwächen in den Bereichen Bohrungen, Stimulation und Wireline Services gekennzeichnet, obwohl dieser Effekt in Teilen durch eine erhöhte Serviceintensität, eine verbesserte Effizienz, Zugewinne bei den Marktanteilen und die Einführung neuer Technologien ausgeglichen werden konnte.

Der Betriebsgewinn vor Steuern für das Gesamtjahr 2013 stieg um 1,23 Mrd. USD bzw. 15 Prozent auf 9,34 Mrd. USD, wobei der Betriebsgewinn vor Steuern im internationalen Bereich mit 6,88 Mrd. USD um 24 Prozent anstieg. Im Gegensatz dazu gab es beim Betriebsgewinn vor Steuern in Nordamerika mit 2,7 Mrd. USD im Jahresvergleich keine Veränderung.

Die Umsatzrendite vor Steuern in Höhe von 20,6 Prozent erhöhte sich im Vergleich zum Vorjahr um 119 Basispunkte, während die internationale Umsatzrendite vor Steuern um 225 Basispunkte auf 22,2 Prozent stieg und im Gegensatz dazu die Umsatzrendite vor Steuern in Nordamerika um 55 Basispunkte auf 19,7 Prozent sank. Die Steigerung der internationalen Umsatzrendite war auf erhöhte Explorationen im Hochtechnologiebereich, Seismik- und Tiefseetätigkeiten zurückzuführen. Die Bereiche Mittlerer Osten und Asien verzeichneten eine Verbesserung der Marge um 309 Basispunkte auf 25,0 Prozent, in Europa/GUS/Afrika stieg die Marge um 132 Basispunkte auf 20,9 Prozent und in Lateinamerika um 214 Basispunkte auf 20,5 Prozent. Die Schrumpfung der Marge in Nordamerika ließ sich auf eine Preisschwäche auf dem Festland zurückführen, obwohl diese in Teilen durch eine dauerhafte Steigerung der Offshore-Marge ausgeglichen werden konnte, die auf ein Fünfjahreshoch kletterte. Aufgeschlüsselt nach Geschäftsbereich stieg die Umsatzrendite vor Steuern für die Reservoir Characterization Group um 228 Basispunkte auf 29,8 Prozent, die der Drilling Group erhöhte sich um 156 Basispunkte auf 19,1 Prozent und die der Production Group verbesserte sich um 72 Basispunkte auf 16,4 Prozent. Das Wachstum der Umsatzrendite vor Steuern in den Bereichen Reservoir Characterization und Drilling Groups war das Ergebnis verstärkter Hochtechnologieexplorationen vor der Küste Nordamerikas und auf den internationalen Märkten. Die Marge der Production Group konnte durch Verbesserungen der Rentabilität in den Bereichen SPM, Completions und Artificial Lift verbessert werden, allerdings wurde diese Steigerung durch eine niedrigere Marge von Well Services als ein Ergebnis des Preisdrucks in Teilen wieder aufgezehrt – insbesondere in Nordamerika.

Ergebnisse des vierten Quartals

Die Erträge im vierten Quartal waren mit 11,91 Mrd. USD im Vergleich zum Vorjahresquartal um 298 Mio. USD bzw. um 3 Prozent höher und wuchsen auf Jahressicht um 7 Prozent. Ca. 75 Prozent des Anstiegs bei den Erträgen im Vergleich zum Vorjahr waren auf den normalen Anstieg beim Produkt- und Softwareumsatz zum Jahresende zurückzuführen, und 25 Prozent entstammten dem gesteigerten Umsatz im Bereich der seismischen Multiclients. Aufgeschlüsselt nach geografischen Kriterien stieg der Umsatz international mit 8,15 Mrd. USD im Vergleich zum Vorjahr um 235 Mio. USD bzw. 3 Prozent an, während der Umsatz in Nordamerika mit 3,65 Mrd. USD im Vergleich zum Vorjahr um 47 Mio. USD bzw. 1 Prozent anstieg. Der Umsatz im vierten Quartal erreichte einen neuen Rekordstand sowohl in Nordamerika als auch auf internationaler Ebene.

Gegenüber dem Vorquartal stieg der Umsatz der Reservoir Characterization Group um 1 Prozent auf 3,25 Mrd. USD, während der Umsatz der Drilling Group mit 4,50 Mrd. USD rund 2 Prozent höher ausfiel. Die Production Group verzeichnete im Vergleich zum Vorquartal eine Umsatzsteigerung um 5 Prozent auf 4,22 Mrd. USD. Das Wachstum beim Umsatz der Reservoir Characterization Group war zu einem großen Teil auf den robusten Umsatz auf internationaler Ebene bei der SIS-Software zum Jahresende und auf einen Anstieg beim Umsatz der Multiclients von WesternGeco zurückzuführen. Allerdings wurde der Anstieg in großem Maße wieder von einem starken, saisonalen Rückgang bei WesternGeco Marine aufgezehrt, denn die Erträge aus dem Einsatz der Schiffe gingen nach dem Ende der Untersuchungen in Norwegen und Kanada deutlich zurück. Wireline schnitt im Vergleich zum Vorquartal aufgrund der Beendigung der Explorationsprojekte in Ostkanada und in Ostafrika gepaart mit einer saisonalen Verlangsamung in Russland ebenfalls schwächer ab. Die Erträge der Drilling Group erhöhten sich aufgrund der internationalen Nachfrage nach Bohr-, Mess- und M-I SWACO-Technologien in Mexiko, Russland und Zentralasien sowie im Mittleren Osten und in Asien. Erhöhte IPM-Projekttätigkeiten in Mexiko, Saudi-Arabien und im Irak hatten an dem Anstieg ebenfalls einen Anteil. Der Anstieg der Erträge bei der Production Group ergab sich überwiegend aus stärkeren Umsätzen zum Jahresende bei Produkten aus den Bereichen Completions und Artificial Lift. Der Bereich Well Intervention Services schrumpfte überwiegend auf dem nordamerikanischen Festland, während die Erträge von Well Services zu einem großen Teil aufgrund verstärkter Tätigkeiten auf den internationalen Märkten wuchsen. Auch die Zahl der Bauabschnitte von Well Services in Nordamerika steigerte sich, jedoch ging der Umsatz aufgrund der anhaltenden Preisschwäche infolge des Überangebots an hydraulischen Anlagen zurück.

Aus dem Vergleich der Regionen mit dem Vorquartal ergibt sich, dass der Mittlere Osten und Asien den größten Zuwachs in Höhe von 2,94 Mrd. USD verzeichneten, was einem Wachstum von 5 Prozent entspricht. Das Wachstum ergab sich überwiegend aus Bohrtätigkeiten und dem Beginn eines neuen IPM-Projektes in Saudi-Arabien, einem guten Umsatz bei den Produkten und erhöhten seismischen Tätigkeiten in den Vereinigten Arabischen Emiraten, starken Produkt- und Software-Umsätzen zum Jahresende in Kuwait, starken Explorationstätigkeiten an Land und vor der Küste in den Geo-Märkten Australasien, Thailand und Myanmar, und erhöhten Schiffstätigkeiten bei WesternGeco in den Geo-Märkten Brunei, Malaysia und den Philippinen. Dieses Wachstum wurde in Teilen jedoch wieder durch einen Rückgang bei den Umsätzen im Irak aufgrund der zeitweiligen Einstellung der Tätigkeiten im Zusammenhang mit einem Sicherheitsvorfall aufgezehrt. In Lateinamerika wuchsen die Erträge um 3 Prozent auf 2,00 Mrd. USD, angeführt von Mexiko und Zentralamerika dank eines robusten Geschäfts mit Tiefsee-Bohrungen zusätzlich zu verstärkten Projektaktivitäten auf dem Festland. Starke IPM-Tätigkeiten in den Bereichen Fracturing und Bohrungen in Argentinien und ein solider Fortschritt bei SPM-Projekten in Ekuador hatten ebenfalls einen Anteil an dem Wachstum. Die Umsätze für Europa/GUS/Afrika in Höhe von 3,21 Mrd. USD stiegen um 1 Prozent dank eines robusten Geschäfts mit Produkten und Software in der gesamten Region – insbesondere auf dem europäischen Kontinent – dank eines signifikanten Anstiegs bei Untersuchungs- und Seismik-Tätigkeiten in Angola und eines Anstiegs bei den Seismik-Tätigkeiten auf dem Meer und Bohrtätigkeiten in Aserbaidschan und Turkmenistan. Der Anstieg wurde in Teilen jedoch wieder durch die saisonal bedingt niedrigeren Tätigkeiten in Russland und einen Rückgang beim Einsatz der WesternGeco-Schiffe wegen der Überfahrt der Schiffe aus der Nordsee aufgezehrt. Die Umsätze in Nordamerika erhöhten sich im Vergleich zum Vorquartal um 1 Prozent auf 3,65 Mrd. USD. Die Festlandgeschäfte waren weiterhin von Preisschwächen bei den Bereichen Bohrungen, Stimulation und Wireline Services gekennzeichnet, obwohl dieser Effekt durch eine erhöhte Serviceintensität, eine verbesserte Effizienz, Zugewinne bei den Marktanteilen und die Einführung neuer Technologien ausgeglichen wurde. Die Offshore-Erträge gingen infolge der saisonalen Fertigstellung der Seismik- und Explorationstätigkeiten in Ostkanada zurück, während die Erträge im US-amerikanischen Golf von Mexiko dank verstärkter Bohr- und Untersuchungstätigkeiten stiegen.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern in Höhe von 2,60 Mrd. USD im vierten Quartal lagen um 4 Prozent höher als im Vorquartal und um 23 Prozent höher als im Vorjahreszeitraum. International erhöhte sich das operative Ergebnis vor Steuern mit 1,92 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 4 Prozent, während das operative Ergebnis vor Steuern in Nordamerika mit 716 Mio. USD gegenüber dem Vorquartal um 2 Prozent fiel. Im vierten Quartal wurde beim operativen Ergebnis vor Steuern ebenfalls ein neuer Rekord aufgestellt, angetrieben durch den internationalen Bereich.

Gegenüber dem Vorquartal stieg die operative Marge vor Steuern mit 21,9 Prozent um 37 Basispunkte, während die operative Marge vor Steuern auf internationaler Ebene um 23 Basispunkte auf 23,5 Prozent zulegte. Die Margen im Mittleren Osten, in Asien und in der Region Europa/GUS/Afrika hielten mit 26,1 Prozent und 22,6 Prozent ihr Niveau, während die Marge in Lateinamerika um 59 Basispunkte auf 21,2 Prozent zulegte. Dies war Projekttätigkeiten im Bereich Exploration und Bohrungen zu verdanken, bei denen eine höhere Marge erzielt werden kann. Die operative Marge vor Steuern in Nordamerika sank um 67 Basispunkte auf 19,6 Prozent. Grund dafür war eine Verlangsamung der Geschäfte während der saisonalen Ferien und eine fortwährende Preisschwäche bei Geschäften auf dem Festland. Aufgeschlüsselt nach Segmenten stieg der Ertrag gegenüber dem Vorquartal bei der Reservoir Characterization Group um 132 Basispunkte auf 31,7 Prozent dank eines starken Umsatzes gegen Jahresende im Bereich der SIS-Software und Lizenzen für WesternGeco-Multiclients. Im Gegensatz dazu lagen die operativen Margen vor Steuern bei der Drilling und der Production Group bei 19,6 Prozent bzw. 17,3 Prozent.

Reservoir Characterization Group

Die Erträge im vierten Quartal waren mit 3,25 Mrd. USD im Vergleich zum Vorjahresquartal um 1 Prozent höher und wuchsen auf Jahressicht um 5 Prozent. Das Betriebsergebnis vor Steuern stieg mit 1,03 Mrd. USD um 5 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 16 Prozent gegenüber dem Vorjahr.

Im Vergleich zum Vorquartal wurde das Wachstum zu einem großen Teil von robusten, internationalen Geschäften gegen Jahresende mit SIS-Software und einem Wachstum beim Umsatz mit WesternGeco-Multiclients angetrieben. Allerdings wurden diese Anstiege in großem Umfang wieder vom starken saisonalen Rückgang bei WesternGeco Marine aufgezehrt, denn die Erträge aus dem Einsatz der Schiffe gingen nach dem Ende der Untersuchungen in Norwegen und Kanada deutlich zurück. Wireline schnitt im Vergleich zum Vorquartal aufgrund der Beendigung der Explorationsprojekte in Ostkanada und in Ostafrika zusammen mit der saisonalen Verlangsamung in Russland ebenfalls schwächer ab.

Die operative Marge vor Steuern in Höhe von 31,7 Prozent stieg im Vergleich zum Vorquartal um 132 Basispunkte und im Jahresvergleich um 309 Basispunkte. Der Anstieg im Vergleich zum Vorquartal dank starker Umsätze bei der SIS-Software und den WesternGeco-Multiclient-Lizenzen gegen Jahresende wurde in Teilen wieder durch einen niedrigeren Einsatz der WesternGeco Marine-Schiffe und einen Rückgang bei den Wireline-Hochtechnologie-Tätigkeiten infolge der Fertigstellung von Explorationsprojekten aufgezehrt.

Eine Reihe von technologischen Höhepunkten bei der Reservoir Characterization Group trug zu den Ergebnissen im vierten Quartal bei.

Vor der Küste Indiens wurden für die Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) die MDT*-Technologie von Wireline für modulare Formationsdynamiktests und die Saturn* 3D Radial Probe-Technologie in Kombination mit dem InSitu Fluid Analyzer*-System genutzt, um Messungen am Reservoir im Mumbai High South-Feld durchzuführen. Der größere Fließbereich des Saturn-Prüfgerätes aufgrund des elliptischen Konstruktionsdesigns machte Proben von der Flüssigkeitsformation bei einer Mobilität von weniger als 0,1 mD/cP möglich, wodurch ein umfassender Formationstest, eine Bohrlochflüssigkeitsanalyse und ein Programm zur Flüssigkeitsprobennahme in den Bereichen des Vorkommens mit einer niedrigeren Durchlässigkeit abgeschlossen werden konnten. Das Design des Saturn-Prüfgerätes bietet ebenfalls Verbesserungen bei der Betriebseffizienz, wodurch es der ONGC möglich ist, bis zu 75 Prozent an Zeit für die Probennahme von Flüssigkeiten im Vergleich zu herkömmlichen Formationstestmethoden einzusparen.

In Indonesien wurde die modulare Packer-Technik Wireline MDT für Formationsdynamiktests für KrisEnergy genutzt, um Testdaten zu Zwischendruckschwankungen und Flüssigkeitsproben in einem Explorationsbohrloch zu erhalten. Die duale Packer-Technik liefert hervorragende Druckschwankungsdaten bei einem minimalen Druckverlust in den Phasen des Ausgießens. Die Kombination aus der MDT-Technologie und dem InSitu Fluid-Analyzer*-System half dabei, eine gastragende Zone zu entdecken und Gasproben in PVT-Qualität für weitere Analysen zu nehmen. Die Fähigkeiten zur Echtzeitüberwachung der Wireline-Technologie machten schnelle Entscheidungen möglich, um die besten Vorkommensqualitätsdaten zu erhalten, und dies gelang alles innerhalb von einem Zeitraum von gerade einmal vier Stunden.

Bei Arbeiten im Atlantik vor der Küste Kanadas setzte Wireline eine Reihe von Bewertungstechniken bei drei Explorationsbohrlöchern ein, die von Statoil im Jahr 2013 angelegt worden waren. Das Werkzeug für eine hochauflösende Spektroskopie des Litho-Scanners* wurde zum ersten Mal für Statoil eingesetzt und verwendet, um die mineralogischen Verhältnisse und die Gesamtmenge des natürlich vorkommenden Kohlenstoffs zu bestimmen. Das MDT-Gerät für modulare Formationsdynamiktests, ausgestattet mit der Quicksilver Probe*-Technologie, das InSitu-Flüssigkeitsanalysegerät und die dualen Packer-Systeme ermöglichten es, dass Tests zu Zwischendruckschwankungen und die Entnahme von Flüssigkeitsproben zur gleichen Zeit vorgenommen werden konnten. Diese Techniken wurden genutzt, um die Eigenschaften des Vorkommens und das Druckprofil innerhalb des Vorkommens zu bestimmen. Zusätzlich wurden Walkaway-Seismikprofile in Kombination mit der VSI*-Technologie für vielfältige seismische Bildgebung genutzt, um die Bohrlöcher seismisch besser kalibrieren zu können. Dank der Wireline-Technologiekombination erhielt Statoil die notwendigen Informationen, um deren Harpoon- und Bay du Nord-Erschließungen zu bewerten.

Vor der Küste von Tansania nutzte die BG Group eine Kombination bestehend aus Rt-Scanner*- und MR-Scanner*-Technologien mit dem Ziel, das Risiko von „bypassed pay“ inVorkommen in Tiefsee-Vorkommen in Ostafrika zu senken. Dieser Ansatz wurde durch qualitativ hochwertige PVT-Proben durch den Einsatz der Quicksilver Probe-Technologie für Proben mit einer geringen Kontamination gestärkt und führte zu einer weiteren Bewertung der Struktur. In dem herausgestellten Bereich wurde ein Wert von 60 mmscfd (Million Standard Cubic Feet per Day) gemessen.

In Venezuela wurde die Wireline PowerJet Nova*-Technologie für tief eindringende Bohrungen mit einer bestimmten Last für PDVSA eingesetzt, um die Produktion von Bohrlöchern in der Monagas-Region zu erhöhen. Die Reperforationstätigkeiten wurden erfolgreich abgeschlossen und führten zu einem Anstieg der Ölproduktion von mehr als 350 Prozent bzw. 17.500 Barrel pro Tag. Diese Erhöhung der Produktion übertraf sämtliche Erwartungen.

Im Schiefergebiet Bakken in North Dakota wurde extra eine Kombination aus Schlumberger-Technologien entwickelt, welche anschließend von Continental Resources genutzt wurde, um die größte seismische Bohrlochüberprüfung vorzunehmen, die in der Geschichte dieser Branche jemals durchgeführt worden war. Eine Ausweitung der Hydraulic-Fracturing-Arbeiten und die optimale Positionierung von Bohrlöchern wurden in der Bakken- und der Three Forks-Formation getestet, wobei die Wireline VSI*-Technologie für eine vielseitige seismische Bildgebung mit drei Empfänger-Arrays genutzt wurde. Diese Technologie wurde in drei Bohrlöchern gleichzeitig durch den Einsatz der Traktortechnologie TuffTRAC* für Arbeiten an eingefassten Bohrlöchern angebracht. Dank der VSI-Technologie konnten qualitativ hochwertige Daten aus einer Entfernung von 3.000 Fuß (ca. 915 m) vom Ort der mikroseismischen Vorgänge gewonnen werden. Die Arbeiten wurden innerhalb von 63 Tagen erfolgreich abgeschlossen. Sie umfassten 293 Frakturierungsabschnitte, in denen die Wireline-Überwachungsdienste effektiv mehr als 300.000 Fuß (ca. 9.150 m) lateral schafften.

In Deutschland wurde der WesternGeco Amazon Warrior in der Werft in Flensburg vom Stapel gelassen, und das Projekt entwickelt sich weiter im zeitlichen und finanziellen Rahmen. Schiffe der Amazon-Klasse bieten zum ersten Mal auf der Welt einen maßgeschneiderten Rumpf und ein Antriebssystem, welche ausschließlich für seismische Tätigkeiten entwickelt wurden und auf einem unternehmenseigenen WesternGeco-Design basieren. Es wird erwartet, dass das Schiff im ersten Quartal 2014 fertiggestellt und im zweiten Quartal in Betrieb genommen wird.

In Russland kaufte IG Seismic Services Ltd (IGSS) sein drittes integriertes UniQ*-System für seismische Landerfassungen mit Punktempfängern von WesternGeco und wird in diesem Winter mehr als 70.000 UniQ-Breitband-Aufnahmekanäle mit Punktempfängern bei Projekten bei den Kunden in Russland einsetzen.

ConocoPhillips hat mit Schlumberger einen weltweiten Lizenzvertrag abgeschlossen, um die Techlog*-Softwareplattform für Bohrlochisolisierungen in sämtlichen Geschäftseinheiten auf der ganzen Welt einzusetzen. Die Techlog-Plattform ermöglicht eine Vereinheitlichung der petrophysikalischen und geologischen Bohrlochdatenanalysen in sämtlichen Geschäftsbereichen des Kunden. Der Vertrag umfasst zudem ein umfassendes Schulungs- und Entsendungsprogramm, welches dazu entwickelt wurde, eine Umsetzung auf globaler Ebene effektiv zu unterstützen.

In den Vereinigten Arabischen Emiraten halfen die Technologien und das petrotechnische Expertenwissen von Schlumberger Dragon Oil bei einer schwierigen Untersuchung von Vorkommen im Lam Main-Asset im Cheleken-Block in Turkmenistan. Die SIS MEPO*-Software zur Optimierung der mehrschichtigen Darstellung ermöglichte es dem Kunden mithilfe eines experimentellen Designs und Techniken zur Optimierung des Arbeitsablaufes, eine ganze Reihe an Optionen für die Entwicklung des Assets und Produktionsherausforderungen zu bewerten, das Risiko zu minimieren und Entscheidungen in Bezug auf die Verwaltung des Vorkommens zu verbessern. Die MEPO-Technologie und die damit zusammenhängenden Arbeitsabläufe machten es Dragon Oil möglich, innerhalb von zwei Monaten Modelle zu erstellen, für die man zuvor mit herkömmlichen Methoden noch sechs bis acht Monate benötigte, sodass der Kunde ein größeres Vertrauen in seinen Entwicklungsplan gewonnen hat.

Drilling Group

Der Ertrag belief sich im vierten Quartal auf 4,50 Mrd. USD und war damit 2 Prozent höher als im Vorquartal und 9 Prozent höher als im Vorjahr. Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 880 Mio. US im Vergleich zum Vorquartal um 2 Prozent niedriger, legten im Jahresvergleich jedoch um 28 Prozent zu.

Im Vergleich zum Vorquartal erhöhten sich die Erträge aufgrund der internationalen Nachfrage nach Bohr-, Mess- und M-I SWACO-Technologien in Mexiko, Russland und Zentralasien sowie im Mittleren Osten und in Asien. Erhöhte IPM-Projekttätigkeiten in Mexiko, Saudi-Arabien und im Irak hatten an dem Anstieg ebenfalls einen Anteil.

Die operative Marge vor Steuern sank gegenüber dem Vorquartal um 69 Basispunkte auf 19,6 Prozent, im Jahresvergleich erhöhte sie sich jedoch um 288 Basispunkte. Der Rückgang im Vergleich zum Vorjahresquartal ließ sich auf anfängliche Verzögerungen beim Betrieb und die geografische Mischung bei den Tätigkeiten zurückführen.

Eine ganze Reihe an Technologien der Drilling Group trug zu den Ergebnissen im vierten Quartal bei.

In China wurden die Technologien der Schlumberger Drilling Group von CNOOC (Abteilung Tianjin) eingesetzt, um drei Infill-Bohrlöcher im Offshore-Feld SZ36-1 zu bohren, welches für seine komplexe Geologie und die schwierigen, unkonsolidierten Formationen bekannt ist. Die Kombination aus der PowerDrive Archer*-Drehsteuertechnologie mit hoher Absetzgeschwindigkeit und der multifunktionalen Dienstleistung EcoScope* für Aufzeichnungen während des Bohrvorganges mit einem maßgeschneiderten PDC-Bohrkopf aus polykristallinen Diamanten und dem von i-DRILL* entwickelten Bohrsystemdesign machte es möglich, den Bohrer genau im Ölvorkommen zu positionieren. Diese Kombination aus Technologien sorgte für eine Steigerung der Bohrgeschwindigkeit (ROP – Rate of Penetration) um durchschnittlich 130 Prozent im Vergleich zu herkömmlichen Bohrsystemen.

Ebenfalls in China setzte die Gruppe Drilling und Measurements die StethoScope*-Technologie zum Druckaufbau während des Bohrvorganges bei einem Offshore-Bohrfeld im Shengli-Ölfeld für Energy Development Corporation (China) Inc. (EDC) ein, ein Joint Venture zwischen Sinopec und Noble Energy. Bei insgesamt 61 Drucktests wurden 12 Flüssigkeitsgradienten identifiziert. Die Informationen über die Flüssigkeitsgradienten bei diesem Auftrag halfen EDC dabei, bis zu 55 m an neuen potenziellen Förderzonen mit geringem Widerstand zu identifizieren, welche in der Vergangenheit ignoriert wurden, weil für die Bewertung lediglich petrophysikalische Bohrdaten genutzt wurden.

In Malaysia wurden die Technologien der Gruppen Drilling und Measurements bei Petronas Carigali Sdn. Bhd. eingesetzt, um eine horizontale Einpressbohrung in einer Formation mit einer dünnen, praktisch leergeförderten Sandschicht vorzunehmen. Dank einer Kombination aus dem PowerDrive*-Drehsteuersystem, dem PeriScope*-System zur Markierung von Schichtgrenzen, dem EcoScope-System zum Multifunktionslogging während des Bohrvorganges und dem StethoScope-System zum Aufbau von Druck während des Bohrvorganges war Petronas Carigali in der Lage, den Bohrer in einem engen Zielbereich genau auszurichten, während wertvolle Echtzeitmessungen zum Druckaufbau in den praktisch leergeförderten Sandschichten aufgezeichnet werden konnten. Mit der PeriScope-Technologie konnten dauerhaft die oberste und die unterste Grenze dargestellt werden, sodass der Bohrer erfolgreich in einem eng gesteckten Zielbereich von 1 m gesteuert werden konnte und zu einer 100-prozentigen Sandschicht führte.

Vor der Küste von Gabun wurden die Technologien der Schlumberger Drilling Group bei Total eingesetzt, um ein Ultra-Tiefsee-Explorationsbohrloch in einer Pre-Salt-Schicht zu bohren. Um die Vertikalität des Bohrloches zu gewährleisten, wurde die PowerV*-Technologie zur vertikalen Bohrrotationssteuerung von Drilling und Measurements eingesetzt. Im Bereich der Vorkommen wurde mit einer Kombination aus der mit PowerDrive vorteX* angetriebenen Drehsteuertechnologie und der maßgeschneiderten Smith-Bits-Technologie effektiv ein Loch gebohrt, und dies 30 Prozent vor dem eigentlichen Zeitplan. Insgesamt führte die Kombination aus all diesen Technologien, gemeinsam mit einer fehlerlosen Ausführung, dazu, dass es selbst unter schwierigen Pre-Salt-Bedingungen zu keinem Ausfall bei der Produktionszeit kam.

In Namibia wurde die seismicVISION*-Technologie von Drilling und Measurements für seismische Untersuchungen während des Bohrvorganges von HRT Africa Petroleo S.A. (HRT) im Rahmen von drei Tiefsee-Explorationen im Orange- und im Walvis-Becken eingesetzt. Die seismicVISION-Technologie lieferte Echtzeitdaten für den weltweiten Konnektivitätsdienst von PetroTechnical Services InterACT*, welche anschließend genutzt wurden, um dauerhaft ein Update der Bohrer-Bit-Position im seismischen Bereich für die Petrel* E&P-Software-Plattform bereitzustellen. Die Echtzeitdaten mit einer Voransicht des seismischen Profils ermöglichte es HRT, die wichtigen Spitzen in der Formation vor dem Bohrkopf darzustellen, was dabei half, dass zuverlässige Bohrentscheidungen getroffen werden konnten, indem Unsicherheiten in Bezug auf die Tiefe ausgeräumt werden konnten. An manchen Stellen kann es Unterschiede von mehr als 100 m im Profil geben.

In dem Bereich der Nordsee, der zum Vereinigten Königreich gehört, half das Expertenwissen der Schlumberger Drilling Group Technologies und des Petrotechnical Engineering Center EnQuest dabei, einen 8,5 Zoll großen Lochabschnitt mit einer reduzierten Offshore-Crew von vier Mann zu bohren, unterstützt von 2 Ingenieuren aus dem Schlumberger Operations Support Center in Aberdeen. Die Drehsteuertechnologie PowerDrive Xceed*, die multifunktionale Dienstleistung EcoScope für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs, das StethoScope-System zum Aufbau von Druck während des Bohrvorgangs und die sonicVISION*-Technologie für Ultraschalluntersuchungen während des Bohrvorgangs von Drilling und Measurements lieferten die notwendige Effizienz beim Bohren, um einen erfolgreichen Fernbetrieb zu ermöglichen. Das Ergebnis dieser Technologie ist es, dass die Anzahl an Personen auf der räumlich beschränkten Offshore-Plattform gesenkt werden konnte.

In Russland wurde dank der Technologien der Schlumberger Drilling Group ein neuer Feldrekord für Eriell aufgestellt, während das Unternehmen einen 8 5/8 Zoll großen Bohrabschnitt im Samburgskoe-Feld in der Region Novy Urengoy bohrte. Die mit PowerDrive vortex* von Drilling und Measurements angetriebene Drehsteuertechnologie gemeinsam mit einem maßgeschneiderten PCD-Bohrkopf von Smith erreichten eine Bohrgeschwindigkeit von 41,4 m/h und legte eine Strecke von 1.968 m zurück, was das beste Ergebnis in diesem Feld darstellt.

In Kasachstan wurde mithilfe der Technologien der Schlumberger Drilling Group eine neuer Rekord für Zhaikmunai LLP aufgestellt, als ein 11 5/8 Zoll großer Bohrabschnitt eines Tunnels im Chinarevskoe-Feld gebohrt wurde. Eine Kombination der Technologien von Drilling und Measurements, der Drehsteuertechnologie PowerDrive X6* und ein maßgeschneiderter PDC-Bohrer von Smith mit einer ONYX*-Schneidertechnologie machten es möglich, dass der gesamte Abschnitt in einem einzigen Durchgang mit einer durchschnittlichen Bohrgeschwindigkeit von 21,9 m/h gebohrt werden konnte. Ein besseres Ergebnis wurde bis heute nicht erzielt.

In Russland verwendete Schlumberger die Stinger*-Technologie mit einem konischen Diamantenelement auf einem maßgeschneiderten Smith-Bohrkopf bei einem Auftrag für VCNG, einem Unternehmen des Rosneft-Konzerns, um einen 12,25 Zoll großen Abschnitt im Verchnechonskoe-Feld in Ostsibirien zu bohren. Dank des Bohrkopfes konnte die Bohrgeschwindigkeit um über 63 Prozent im Vergleich zu den besten Offset-Bohrlöchern in demselben Feld verbessert werden, wobei es nur zu sehr geringen Abnutzungen kam. Zusätzlich dazu wurde der gesamte Abschnitt mit einer Länge von 12,25 Zoll in einem einzigen Durchgang mit einer durchschnittlichen Bohrgeschwindigkeit gebohrt, die um 140 Prozent höher lag als bei herkömmlichen PDC-Bohrköpfen.

Im Kaspischen Meer führte Drilling Group Technologies für BP Azerbaijan erfolgreich einen Auftrag zum Unterfräsen während des Bohrvorganges in einem komplexen, erweiterten Bohrloch außerhalb von Baku durch. Die Kombination aus einem nach Bedarf hydraulisch betriebenen Rhino XC*-Räumer von Drilling Tools und Remedial und einem maßgeschneiderten PDC-Bohrkopf von Smith gemeinsam mit der ONYX II*-Schneidertechnologie machten eine schnellere Räumeraktivierung und -deaktivierung von der Oberfläche aus möglich. Dabei konnten unterschiedliche technische Herausforderungen gemeistert werden, einschließlich einer äquivalenten, zirkulierenden Dichtheitskontrolle. Eine Nachanalyse ließ darauf schließen, dass die Rhino XC- und die ONYX-Schneidertechnologie sämtliche operativen Ziele erfüllt hat, und zeigte bei einer Inspektion lediglich geringe Anzeichen für Abnutzung. Dieser Auftrag war der erste Unterfräsdurchgang mit Multiaktivierung/Deaktivierung ohne Kugelkopf im Kaspischen Meer.

Production Group

Die Erträge im vierten Quartal waren mit 4,22 Mrd. USD im Vergleich zum Vorjahresquartal um 5 Prozent höher und wuchsen auf Jahressicht um 8 Prozent. Der Betriebsgewinn vor Steuern lag mit 730 Mio. USD um 3 Prozent höher als im Vorquartal und um 26 Prozent höher als im Vorjahr.

Der Anstieg bei den Erträgen ergab sich überwiegend aus stärkeren Produktumsätzen in den Bereichen Completions und Artificial Lift, gemeinsam mit der Einführung einer neuen Technologie und der Ausweitung des Geschäfts. Der Bereich Well Intervention Services schrumpfte überwiegend auf dem nordamerikanischen Festland, während die Erträge von Well Services zu einem großen Teil aufgrund verstärkter Tätigkeiten auf den internationalen Märkten wuchsen. Auch die Zahl der Bauabschnitte von Well Services in Nordamerika steigerte sich, jedoch ging der Umsatz aufgrund der anhaltenden Preisschwäche infolge des Überangebots an hydraulischen Anlagen zurück.

Die operative Marge vor Steuern von 17,3 Prozent blieb, verglichen mit dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert, stieg aber im Vergleich zum Vorjahr um 244 Basispunkte. Das Ergebnis im Vergleich zum Vorquartal konnte einem positiven Einfluss durch den Produktumsatz von Completions und Artificial Lift gegen Jahresende und einer verbesserten SPM-Rentabilität gutgeschrieben werden, das jedoch von der andauernden Preisschwäche bei Well Services und einem Rückgang der Tätigkeiten von Well Intervention Services aufgezehrt wurde.

Zu den Höhepunkten im Bereich Production Group während des vierten Quartals gehörte eine Reihe von Technologieerfolgen.

In Russland führte PetroStim, ein Joint-Venture von Schlumberger, die erste Stimulationsbehandlung in mehreren Schichten für Gazpromneft Orenburg im östlichen Teil des Orenburg-Öl- und Gaskondensatfelds durch. Die Stimulationsbehandlung wurde in fünf Stufen entlang eines 600 m langen, horizontalen Abschnitts eines Loches durchgeführt, welches in einer sehr dichten Karbonatformation gebohrt worden war. Als Ergebnis lag die anfängliche, durchschnittliche Produktion der Bohrung bei ca. 500 Barrel pro Tag und damit zwei Mal höher als erwartet.

Nachdem Schlumberger gemeinem mit der Kuwait Oil Company (KOC) einige mögliche Bohrlöcher untersucht hatte, wurde in Kuwait das obere Burgan-Vorkommen im Sabriyah-Feld durch den Einsatz der HiWAY*-Technologie von Well Services zur Flow-Channel-Frakturierung stimuliert. Nach der Analyse der Frakturierungsdaten durch den Bewertungsdienst DataFRAC* wurde der Pumpzeitplan fertiggestellt und die Behandlung im Hinblick auf das Design erfolgreich durchgeführt. Nach der Behandlung wurde ein Flussprofil von ca. 1.000 BFPD (Barrels of Fluid per Day – Barrels Flüssigkeit pro Tag) bei einem Wasseranteil von 20 Prozent gemessen. Dabei wurden 400 Barrel pro Tag mehr Öl gewonnen, als ursprünglich erwartet worden war. Dies war das erste Mal, dass die HiWAY-Technik in Kuwait angewendet wurde. Aufgrund dieser Ergebnisse wird ein zweiter Einsatz im nahegelegenen Raudhatain-Feld geplant.

In Kuwait wurden die Dienste des Well Intervention Blaster* von der Kuwait Oil Company für die Stimulationsbehandlung einer neuen Bohrung in der festen Ratawi-Kalksteinformation genutzt. Die Blaster-Dienste stellten ein effektives Mittel zur Beseitigung des Filterkuchens dar, die es, gemeinsam mit einer Kaltschlauch-Stimulationsbehandlung, ermöglichten, dass der Betreiber die Produktion des Bohrlochs mehr als verdoppeln konnte.

In Russland führte Well Intervention einen komplizierten Eingriff zur Beendigung des Wasserzuflusses für Lukoil an einem horizontalen Bohrloch in Westsibirien durch. Dieses Bohrloch sollte aufgegeben werden, weil daraus lediglich Wasser gewonnen werden konnte. Das Vantage*-System mit einem modularen, rohrstranggeführten Bohrkopf wurde für die Vermessung der Bohrköpfe vor und nach der Behandlung genutzt, um die Bereiche zu identifizieren, in denen Wasser eingebrochen ist, und um die Wirksamkeit der Arbeiten zur Beendigung des Wasserzuflusses zu bewerten. Nachdem die Wasserzuflussbereiche herausgestellt worden waren, wurden die Arbeiten zur Beendigung des Wasserzuflusses durchgeführt. Dabei wurde eine Zementschlammlösung genutzt, welche durch den Einsatz von zwei aufblasbaren, rohrstranggeführten CoilFLATE*-Packern genau ausgerichtet werden konnte. Durch ein Eingriff konnte der Wasserzufluss um 30 Prozent gesenkt werden, wodurch es dem Kunden ermöglicht wurde, das Bohrloch wieder produktiv zu machen.

Vor der Küste Nigerias setzte Well Services das OneSTEP*-System zur vereinfachten Behandlung von Sandstein für das Unternehmen Star Deep Water Petroleum Limited ein, um das Problem einer wachsende Haut und einer sinkenden Produktion bei zwei Bohrlöchern in der 17D-Formation des Agbami-Tiefsee-Felds zu meistern. Vor der Matrix-Stimulationsbehandlung wurden Proben vom Kern der Formation genommen und analysiert und die Schadenmechanismen als Feinmigration identifiziert. Die OneSTEP-Stimulationsflüssigkeit wurde anschließend effektiv als Einphasenflüssigkeit abgepumpt, verglichen mit herkömmlichen Matrixstimulationssystemen, für die mehrere Phasen benötigt werden. Die OneSTEP-Stimulationsbehandlung glich die Minderung effektiv aus und führte zu einer Verbesserung der Produktion in beiden Bohrlöchern um 90 Prozent bzw. 150 Prozent, verglichen mit den Produktionswerten vor der Stimulation. Dieser Auftrag wurde sicher abgeschlossen und übertraf die Erwartungen des Kunden.

In Französisch-Guyana setzte Well Services erfolgreich 11 Zementstopfen mit einer Länge ein, die auf über 350 m ausgeweitet worden war. Durchgeführt wurden diese Aufgaben für Shell bei Explorationsbohrlöchern in den Ultratiefsee-Feldern Zaedyus und Priondontes. Die Durchführung lief ohne Probleme ab und dank der Ergebnisse sparte Shell mehr als 24 Stunden Betriebszeit, was einer Einsparung von ca. 1,2 Mio. USD pro Tag für das Bohrschiff entspricht.

In Arkansas wurden die Mehrphasen-Stimulationstechnologien der nächsten Generation der Completions Group von Schlumberger im Rahmen eines Projektes von BHP Billiton eingesetzt, um die Fertigstellungszeit im Schiefergebiet Fayetteville zu reduzieren. Die Kombination aus den Technologien der KickStart*-Bruchscheibenventile und der abbaubaren Materialien sorgte dafür, dass ein mechanischer Eingriff während der ersten hydraulischen Frakturierungsphase eines jeden Bohrlochs nicht mehr notwendig war, gemeinsam mit den zeitaufwändigen Fräsarbeiten an den Stopfen.

In Kolumbien führte Schlumberger die erste mehrschichtige Kiesaufschüttung bei einem einzelselektiven, horizontalen Bohrloch für Hocol, einem Tochterunternehmen von Ecopetrol, durch, um die Sandproduktion und einen hohen Wasserzufluss in einem Bohrloch im Los Llanos-Vorderlandbecken unter Kontrolle zu bekommen. Das Fertigstellungsdesign basierte auf den Sand Management Solutions OptiPAC* Alternate Path-Systemen, bestehend aus Öl-Swell-Packern und einer hybriden, innenselektiven Produktionskette. Dank der Wireline Flow Scanner*-Technologie zur Datenerfassung bei horizontalen Bohrlöchern war es möglich, das Verhalten des Vorkommens besser zu verstehen, und sie lieferte die Produktionsdaten für sämtliche Sandgesteine, um eine erfolgreiche Zonenisolierung zu validieren. Die Kombination aus Technologien von Schlumberger, die bei diesem schwierigen horizontalen Bohrloch eingesetzt wurden, hat dabei geholfen, dass das Asset-Team des Kunden das Vorkommen mit robusteren Daten charakterisieren konnte. Dies wiederum führte zu einem besseren Management des Vorkommens und die Aufnahme neuer Reserven.

Murphy Sabah Oil Co. Ltd. hat einen Vier-Jahres-Vertrag für die Lieferung von Produkten und Dienstleistungen im Zusammenhang mit den Tätigkeiten der Kiesauffüllung an der Offshore-Plattform Sabah in Malaysia an Schlumberger vergeben. In diesem Vertrag enthalten sind die Sand Management Solutions OptiPac Alternate Path-Systeme, das ClearPAC*-Flüssigkeitssystem für die Kiesaufschüttung von Well Services und der Einsatz des DeepSTIM* II-Stimulationsschiffes, welches exakt für diesen Zweck entwickelt wurde.

CNR International SARL (CNRI) aus der Elfenbeinküste erteilte Schlumberger den Auftrag, die Arbeiten zur Fertigstellung der Bohrungen, die im Rahmen des Baobab Phase 3-Projekts in den Gewässern vor der Küste der Elfenbeinküste geplant waren, durchzuführen. Der Auftrag umfasst die Installation und Fertigstellung von sechs Unterwasserbohrungen. Der Zuschlag deckt die höher und tiefer gehenden Abschlüsse, einschließlich der Sanduntersuchungen und der Kiesaufschüttung. Zusätzlich wird das OptiPAC Alternate Path-System für die Kiesaufschüttung genutzt, um zu gewährleisten, dass die Aufschüttung der langen, horizontalen Abschnitte auch in einer schwierigen Umgebung vollständig ist.

Vor den Küsten Katars erhielt Schlumberger Completions einen Auftrag mit einer Laufzeit von drei Jahren von Maersk Oil Qatar AS, Produkte und Dienstleistungen für das Block-5-Feld zu liefern. Der Auftrag umfasst die Geräte für die permanente Anzeige für die Bohrlöcher, einzelne und mehrschichtige Flatpacks, Steuerungsleitungsklemmen und von der Oberfläche aus hydraulisch steuerbare Schiebehülsen. Die ersten Geräte zur permanenten Anzeige für die Bohrlöcher für Maersk Oil Qatar AS wurden von Schlumberger im Jahr 1995 installiert, und die Geräte liefern auch heute noch zuverlässige Echtzeitdaten zu Druck und Temperatur. Insgesamt wurden für den Kunden 188 Geräte zur permanenten Anzeige für die Bohrlöcher und Sensoren mit Oberflächendaten-Kommunikationssystem in diesem Feld vor der Küste installiert, wodurch diesem eine Fernüberwachung der Bohrlöcher in Echtzeit für ein verbessertes Management des Vorkommens ermöglicht wurde.

In Indien erhielt Schlumberger den Zuschlag für einen Vertrag für mehrfache Dienstleistungen von Oil India Ltd. für die Detailkonstruktion, die Bohrungen und die Fertigstellung von sechs horizontalen Bohrungen in den Feldern Makum, Deohal und North Hapjan auf dem Festland. Traditionell wurden die horizontalen Bohrungen in diesen Feldern mit konventionellen Schlitzrohrfahrten abgeschlossen. Der wichtigste Faktor, der zum Zuschlag für diesen Auftrag beigetragen hat, war die Einführung der FluxRITE*-Systeme von Schlumberger Completions für Geräte zur Steuerung von Einströmungen. Damit ist eine zuverlässige Kontrolle von mitgefördertem Wasser und ein besseres Management des Sandgesteins möglich, sodass es dem Kunden möglich ist, die Ölförderung zu maximieren. Der Vertrag mit einer Laufzeit von 18 Monaten umfasst Dienstleistungen von Drilling und Measurements, M-I SWACO, Drilling Tools und Remedial, Completions und Well Services.

Bilanz

Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung
                 
(Angaben in Mio., außer Angaben je Aktie)
 
Viertes Quartal Zwölfmonatszeitraum
bis 31. Dezember     2013     2012     2013     2012
 
Umsatz $ 11.906 $ 11.083 $ 45.266 $ 41.731
Zinsen und sonstige Erträge, netto(1) 59 35 165 172
Gewinn aus der Gründung von OneSubsea(2) - - 1.028 -
Ausgaben
Umsatzkosten (2) 9.283 8.762 35.331 32.885
Forschung und Engineering 304 304 1.174 1.153
Vertriebsgemeinkosten 111 111 416 405
Fusion und Integration(2) - 60 - 128
Wertminderungen und Sonstiges(2) - 33 456 33
  Zinsen       97       93       391         340
Ertrag vor Steuern 2.170 1.755 8.691 6.959
Ertragsteuer(2)       487       432       1.848         1.700
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit 1.683 1.323 6.843 5.259
Gewinne/(Verluste) aus eingestellten Geschäftsbereichen       -       48       (69 )       260
Nettoertrag 1.683 1.371 6.774 5.519
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen       19       9       42         29
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn     $ 1.664     $ 1.362     $ 6.732       $ 5.490
 
Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt zuzuordnen:
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2) $ 1.664 $ 1.314 $ 6.801 $ 5.230
  Gewinne/(Verluste) aus eingestellten Geschäftsbereichen       -       48       (69 )       260
  Nettoertrag     $ 1.664     $ 1.362     $ 6.732       $ 5.490
 
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2) $ 1,26 $ 0,98 $ 5,10 $ 3,91
  Gewinne/(Verluste) aus eingestellten Geschäftsbereichen       -       0,04       (0,05 )       0,19
  Nettoertrag     $ 1,26     $ 1,02     $ 5,05       $ 4,10
 
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.312 1.328 1.323 1.330
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung       1.326       1.336       1.333         1.339
 
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen(3)     $ 930     $ 930     $ 3.666       $ 3.500
 

1) Enthält folgende Zinserträge:

Viertes Quartal 2013 – 11 Mio. USD (2012 – 6 Mio. USD)

Zwölfmonatszeitraum 2013 – 31 Mio. USD (2012: 29 Mio. USD)

2) Eine Einzelaufstellung der Belastungen und Gutschriften findet sich auf Seite 14.

3) Einschließlich Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten.

 
 
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
         
(Angaben in Mio.)
 
31. Dez. 31. Dez.
Gesamtvermögen     2013     2012
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 8.370 $ 6.274
Forderungen 11.497 11.351
  Sonstiges Umlaufvermögen       6.358       6.531
26.225 24.156
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 363 245
Anlagevermögen 15.096 14.780
Seismische Multiclient-Daten 667 518
Firmenwert (Goodwill) 14.706 14.585
Sonstige immaterielle Vermögenswerte 4.709 4.802
Sonstige Vermögenswerte       5.334       2.461
        $ 67.100     $ 61.547
 
Passiva            
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 8.837 $ 8.453
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer 1.490 1.426

Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten

2.783 2.121
  Auszuschüttende Dividenden       415       368
13.525 12.368
Langfristige Schulden 10.393 9.509
Pensionsnebenleistungen 670 2.169
Latente Steuern 1.708 1.493
Sonstige Verbindlichkeiten       1.169       1.150
27.465 26.689
Eigenkapital       39.635       34.858
        $ 67.100     $ 61.547
 
 

Nettoverbindlichkeiten

„Nettoverbindlichkeiten“, keine Pflichtangabe gemäß den US-amerikanischen Rechnungslegungsprinzipien (nicht GAAP), sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, kurzfristige Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten. Details der Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten für das Gesamtjahr folgen:

       
(Angaben in Mio.)
       
Zwölfmonatszeitraum       2013
Nettoverbindlichkeiten zum 1. Januar 2013 $ (5.111 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit 6.801
Wertminderungen und Abschreibungen 3.666
Gewinn aus der Gründung von OneSubsea (1.028 )
Kosten 608
Pensionsleistungen und andere Aufwendungen für Pensionsnebenleistungen 518
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 344
Pensionsleistungen und andere Mittel für Pensionsnebenleistungen (527 )
Betriebskapitalerhöhung (27 )
Kapitalaufwendungen (3.943 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (394 )
Ausgeschüttete Dividenden (1.608 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 537
Aktienrückkaufprogramm (2.596 )
Zahlung für OneSubsea-Transaktion (600 )
Firmenübernahmen, abzüglich übernommener Barmittel und Verbindlichkeiten (610 )
Sonstiges (358 )
Währungseffekte auf Nettoverbindlichkeiten   (115 )
Nettoverbindlichkeiten zum 31. Dezember 2013 $ (4.443 )
 
Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten      

31. Dez.
2013

       

31. Dez.
2012

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 8.370 $ 6.274
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 363 245
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (2.783 ) (2.121 )
Langfristige Schulden   (10.393 )   (9.509 )
$ (4.443 ) $ (5.111 )
 
 

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 vierten Quartal auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung nicht GAAP-konformer Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:

                     
(Angaben in Mio., außer Angaben je Aktie)
   
Viertes Quartal 2013
Vor Steuern     Steuer    

Minderheits-
beteiligung

    Netto    

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen

$ 2.170 $ 487 $ 19 $ 1.664 $ 1,26
Rückstellungen für Forderungen(1)   152         30       -       122         0,09   Umsatzkosten

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften

$ 2.322       $ 517     $ 19     $ 1.786       $ 1,35  
 
Viertes Quartal 2012
Vor Steuern     Steuer    

Minderheits-
beteiligung

    Netto    

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen

$ 1.755 $ 432 $ 9 $ 1.314 $ 0,98
Fusions- und Integrationskosten 60 10 - 50 0,04 Fusion und Integration
Belegschaftsverkleinerung   33         6       -       27         0,02   Umsatzkosten

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften

$ 1.848       $ 448     $ 9     $ 1.391       $ 1,04  
 
Zwölfmonatszeitraum 2013
Vor Steuern     Steuer    

Minderheits-
beteiligung

    Netto    

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen

$ 8.691 $ 1.848 $ 42 $ 6.801 $ 5,10
Gewinn aus der Gründung des Joint Ventures OneSubsea (1.028 ) - - (1.028 ) (0,77 )

Gewinn aus der Gründung von OneSubsea

Wertminderung von Anlagen nach der Equity-Methode 364 19 - 345 0,26

Wertminderungen und Sonstiges

Rückstellungen für Forderungen(1) 152 30 - 122 0,09

Umsatzkosten

Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela   92         -       -       92         0,07  

Wertminderungen und Sonstiges

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften

$ 8.271       $ 1.897     $ 42     $ 6.332       $ 4,75  
 
Zwölfmonatszeitraum 2012
Vor Steuern     Steuer    

Minderheits-
beteiligung

    Netto    

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen

$ 6.959 $ 1.700 $ 29 $ 5.230 $ 3,91
Fusions- und Integrationskosten 128 16 - 112 0,08 Fusion und Integration
Belegschaftsverkleinerung   33         6       -       27         0,02   Umsatzkosten

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften

$ 7.120       $ 1.722     $ 29     $ 5.369       $ 4,01  
 
 
Im dritten Quartal 2013 sind weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
 
(1) Bezieht sich auf einen Kunden in Brasilien, gegen den ein Insolvenzverfahren eingeleitet wurde.
 
 
Produktgruppen
(Angaben in Mio.)
    Dreimonatszeitraum bis
31. Dez. 2013     30. Sept. 2013     31. Dez. 2012
Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Oilfield Services
Reservoir Characterization – Reservoircharakterisierung $ 3.249 $ 1.031 $ 3.232 $ 983 $ 3.093 $ 886
Drilling – Bohren 4.497 880 4.415 894 4.120 688
Production – Förderung 4.219 730 4.024 707 3.906 581
Ausbuchungen und Sonstiges   (59 )   (37 )   (63 )   (88 )   (36 )   (43 )
11.906 2.604 11.608 2.496 11.083 2.112
Konzern und Sonstiges - (197 ) - (179 ) - (180 )
Zinserträge(1) - 7 - 6 - 6
Zinsaufwendungen(1) - (92 ) - (92 ) - (90 )
Belastungen und Gutschriften   -     (152 )   -     -     -     (93 )
$ 11.906   $ 2.170   $ 11.608   $ 2.231   $ 11.083   $ 1.755  
 
Geografische Regionen
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis
31. Dez. 2013 30. Sept. 2013 31. Dez. 2012
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Oilfield Services
Nordamerika $ 3.649 $ 716 $ 3.602 $ 730 $ 3.422 $ 656
Lateinamerika 2.000 425 1.934 399 2.071 377
Europa/GUS/Afrika 3.211 725 3.178 714 2.958 579
Naher/Mittlerer Osten und Asien 2.936 767 2.801 730 2.485 549
Ausbuchungen und Sonstiges   110     (29 )   93     (77 )   147     (49 )
11.906 2.604 11.608 2.496 11.083 2.112
Konzern und Sonstiges - (197 ) - (179 ) - (180 )
Zinserträge(1) - 7 - 6 - 6
Zinsaufwendungen(1) - (92 ) - (92 ) - (90 )
Belastungen und Gutschriften   -     (152 )   -     -     -     (93 )
$ 11.906   $ 2.170   $ 11.608   $ 2.231   $ 11.083   $ 1.755  
 

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

 
Produktgruppen
(Angaben in Mio.)
    Zwölfmonatszeitraum bis
31. Dez. 2013     31. Dez. 2012
Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Oilfield Services
Reservoir Characterization – Reservoircharakterisierung $ 12.246 $ 3.647 $ 11.159 $ 3.069
Drilling – Bohren 17.317 3.309 15.892 2.789
Production – Förderung 15.927 2.619 14.802 2.327
Ausbuchungen und Sonstiges   (224 )   (231 )   (122 )   (68 )
45.266 9.344 41.731 8.117
Konzern und Sonstiges - (726 ) - (696 )
Zinserträge(1) - 22 - 30
Zinsaufwendungen(1) - (369 ) - (331 )
Belastungen und Gutschriften   -     420     -     (161 )
$ 45.266   $ 8.691   $ 41.731   $ 6.959  
 
Geografische Regionen
(Angaben in Mio.)
Zwölfmonatszeitraum bis
31. Dez. 2013 31. Dez. 2012
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Oilfield Services
Nordamerika $ 13.897 $ 2.735 $ 13.535 $ 2.737
Lateinamerika 7.751 1.589 7.554 1.387
Europa/GUS/Afrika 12.366 2.589 11.444 2.245
Naher/Mittlerer Osten und Asien 10.810 2.700 8.775 1.921
Ausbuchungen und Sonstiges   442     (269 )   423     (173 )
45.266 9.344 41.731 8.117
Konzern und Sonstiges - (726 ) - (696 )
Zinserträge(1) - 22 - 30
Zinsaufwendungen(1) - (369 ) - (331 )
Belastungen und Gutschriften   -     420     -     (161 )
$ 45.266   $ 8.691   $ 41.731   $ 6.959  
 

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

 

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationen für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie auf der ganzen Welt. Mit 123.000 Mitarbeitern mit über 140 verschiedenen Nationalitäten, die in mehr als 85 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und Dienstleistungspalette von der Exploration bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptniederlassungen in Paris, Houston und Den Haag und wies 2013 einen Umsatz aus laufender Geschäftstätigkeit in Höhe von 45,27 Mrd. USD aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), ehemals Japan National Corporation (JNOC), und Schlumberger arbeiteten an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der LWD-Technologie zusammen. Bei den Dienstleistungen EcoScope und NeoScope wird Technologie verwendet, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.

Alternate Path ist eine Marke der ExxonMobil Corporation; die Technologie wurde exklusiv an Schlumberger lizenziert.

Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 17. Januar 2014, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr US Central Time (CT) , das heißt um 15:00 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1-800-230-1766 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-612-288-0340 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 17. November 2014 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1-800-475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1-320-365-3844 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas und geben Sie den Zugangscode 306544 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz steht Ihnen unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören zur Verfügung. Bitte loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz anzumelden. Eine Wiederholung des Webcasts wird auf derselben Seite ebenfalls zur Verfügung stehen.

Zusätzliche Informationen in Form eines Frage-Antwort-Dokuments zu dieser Pressemitteilung sowie Finanzaufstellungen sind unter www.slb.com/ir erhältlich.

Die Ausgangssprache, in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die Sprachversion, die im Original veröffentlicht wurde, ist rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen Sprachversion der Veröffentlichung ab.

Contacts :

Schlumberger Limited
Malcolm Theobald – Schlumberger Limited, Vice President Investor Relations
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, Manager Investor Relations
Büro +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com


Source(s) : Schlumberger Limited

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