Schlumberger gibt Finanzergebnisse des zweiten Quartals 2015 bekannt

24/07/2015 - 19:03 von Business Wire

Schlumberger gibt Finanzergebnisse des zweiten Quartals 2015 bekanntUmsätze in Höhe von 9,0 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 12 Prozent zurück Gewinn je Aktie von 0,88 US-Dollar ohne Belastungen und Gutschriften 17 Prozent niedriger gegenüber Vorquartal Barmittelzufluss von 1,5 Milliarden US-Dollar bildete 132 Prozent des Gewinns Im Quartalsvergleich betrug der Rückgang der operativen Marge 23 Prozent 5,8 Millionen Aktien während des Quartals für 520 Millionen US-Dollar zurückgekauft.

Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute die Ergebnisse für das zweite Quartal 2015 ausgewiesen.

         
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung
30. Juni 2015 31. März 2015 30. Juni 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 9.010 $ 10.248 $ 12.054 -12 % -25 %
Betriebsergebnis vor Steuern 1.708 1.993 2.621 -14 % -35 %
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* 1.124 1.358 1.800 -17 % -38 %
Verwässerter Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* $ 0,88 $ 1,06 $ 1,37 -17 % -36 %
Operative Marge vor Steuern 19,0 % 19,4 % 21,7 % -49 bps -278 bps
 
Umsätze in Nordamerika $ 2.361 $ 3.222 $ 3.888 –27 % -39 %
Betriebsergebnis vor Steuern in Nordamerika 242 416 700 -42 % -65 %
Operative Marge vor Steuern in Nordamerika 10,2 % 12,9 % 18,0 % -268 bps -777 bps
 
Internationale Umsätze $ 6.525 $ 6.889 $ 8.087 -5 % -19 %
Internationales Betriebsergebnis vor Steuern 1.595 1.661 1.942 -4 % -18 %
Internationale operative Marge vor Steuern 24,5 % 24,1 % 24,0 % +35 bps +44 bps
 

*Die Erträge von Schlumberger aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften betrugen im ersten Quartal 2015 975 Millionen US-Dollar und im zweiten Quartal 2014 1,8 Milliarden US-Dollar. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften belief sich im ersten Quartal 2015 auf 0,76 US-Dollar und im zweiten Quartal 2014 auf 1,37 US-Dollar. Im zweiten Quartal 2015 und im ersten Halbjahr 2014 sind weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen. Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.

 

Paal Kibsgaard, Chairman (Vorstandsvorsitzender) und CEO von Schlumberger, sagte dazu: „Die Umsätze von Schlumberger im zweiten Quartal gingen gegenüber dem Vorquartal um zwölf Prozent zurück. Dies war auf den drastischen Rückgang der Aktivitäten auf dem nordamerikanischen Festland zurückzuführen, da die Anzahl der Bohrplattformen um weitere 40 Prozent sank und die Preiserosion in Nordamerika und den internationalen Gebieten sich fortsetzte. Die Umsätze in Nordamerika sanken gegenüber dem Vorquartal um 27 Prozent, während die internationalen Umsätze um fünf Prozent niedriger waren, da die Kürzungen des Kundenbudgets und die preislichen Entgegenkommen sich auf die Ergebnisse für ein komplettes Quartal auswirkten.

Trotz der anspruchsvolleren Marktbedingungen konnten die operativen Margen vor Steuern auf Niveaus gehalten werden, die deutlich über den bisherigen Rückgängen lagen, da es uns gelang, weiterhin Kosten und Ressourcen proaktiv zu managen, uns sorgfältig durch das Handelsumfeld zu bewegen und unser Transformationsprogramm weiter zu beschleunigen. Der Erfolg unserer Bemühungen lässt sich an den operativen Margen vor Steuern in Höhe von 10,2 Prozent in Nordamerika und von 24,5 Prozent international erkennen. Gleichzeitig wurde ein Barmittelzufluss von 1,5 Milliarden US-Dollar generiert, was 132 Prozent der Gewinne ausmachte.

In der ersten Jahreshälfte 2015 fielen die Umsätze gegenüber dem Vorjahr in Nordamerika um 26 Prozent und international um 14 Prozent. Obwohl diese Rückgänge stärker waren, als die des Jahres 2009, konnten wir in der ersten Jahreshälfte in Nordamerika um 37 Prozent, beziehungsweise international um 18 Prozent niedrigere Margen verbuchen. Diese Ergebnisse stellen eine deutliche Verbesserung gegenüber den entsprechenden Zahlen dar, die im gleichen Zeitraum 2009 jeweils 70 Prozent höher waren.

Bei den Geschäftssegmenten gingen die Umsätze der Production Group gegenüber dem Vorquartal um 18 Prozent zurück. Dies war die Folge des beispiellosen Abfalls sowohl der Aktivitäten bei, als auch der Preise für Förderservices auf dem nordamerikanischen Festland. Die Umsätze von Drilling Group und Reservoir Characterization Group gingen um elf Prozent, beziehungsweise um fünf Prozent zurück, da sich die Rückgänge bei den Erschließungsbohrungen und den Services im Zusammenhang mit der Exploration beruhigten.

Beim Eintritt in die zweite Jahreshälfte bleibt unsere Sichtbarkeit noch immer begrenzt. Hinsichtlich der Ölversorgung sind erste Zeichen einer Reduzierung der Förderung in Nordamerika zu sehen, während die von der OPEC vermarkteten Lieferungen wieder zunahmen. Die Förderung außerhalb von NAM und OPEC wurde in der ersten Jahreshälfte aufgrund von Rückgängen in Brasilien und Mexiko schwächer, und angesichts des Wirksamwerdens der niedrigeren Investitionsniveaus wird eine weitere Schwächung erwartet. Die neuesten Daten zu den Lieferungen, sowie starke Aussichten für die globale Nachfrage nach Öl deuten sogar angesichts zusätzlicher Lieferungen aus dem Iran auf eine Verschärfung des globalen Verhältnisses von Angebot und Nachfrage hin.

Es wird jetzt davon ausgegangen, dass die Investitionen in Exploration und Förderung (E&P) in Nordamerika aufgrund geringerer Aktivitäten auf dem Festland und erhöhten Preisdrucks im Jahr 2015 um über 35 Prozent zurückgehen werden. Wir glauben, dass die Zahl der Bohrplattformen jetzt ihren Tiefpunkt erreicht hat, und dass in der zweiten Jahreshälfte ein leichter Anstieg sowohl bei den Bohr- als auch den Fertigstellungsaktivitäten auf dem Festland erfolgen könnte.

Für den internationalen Markt wird jetzt davon ausgegangen, dass die Ausgaben für E&P um über 15 Prozent sinken werden. Wir erwarten keine Berichtigungen der aktuellen Budgets für 2015 nach oben, können mit geringen Explorationsaktivitäten, striktem Management der entwicklungsbezogenen Ausgaben und anhaltendem Preisdruck aber eine Fortsetzung der Trends der ersten Jahreshälfte beobachten.

Auf diesem anspruchsvollen Markt bleiben wir auf das konzentriert, was wir kontrollieren können, also unsere Kosten- und Ressourcenbasis, den Einsatz unserer Technologien und unserer Expertise, sowie die Qualität und Integrität der Produkte und Dienstleistungen, die wir unseren Kunden bieten. Den Erfolg dieses Ansatzes kann man an unseren internationalen Margen erkennen, die trotz des Abfalls der Umsätze stark waren, sowie an unserer Fähigkeit, unsere Leistung in Nordamerika zu maximieren.

Wir bleiben sehr zuversichtlich, dass wir den aktuellen Rückgang besser als unsere Umgebung und besser als bei bisherigen Rückgängen überstehen können. Unsere internationale Stärke, unsere technische Differenzierung, sowie die beschleunigte Transformation unseres Unternehmens schaffen für uns eine hervorragende Plattform. Damit können wir unseren Umsatzmarktanteil erhöhen, geringere Reduzierungen des Gewinns je Aktie erzielen, als unsere Branchenkollegen, und weiterhin Betriebskapital und Investitionsaufwand reduzieren – und gleichzeitig einen höheren Barmittelzufluss generieren.”

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 5,8 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 90,01 US-Dollar für insgesamt 520 Millionen US-Dollar zurück.

Nordamerika

Der Umsatz in Nordamerika betrug im zweiten Quartal 2,4 Milliarden US-Dollar, ein Quartalsrückgang von 27 Prozent. In den USA und Westkanada ging der Umsatz zurück, weil der Förderdruck sank und der Preisdruck anhielt, was auf den Rückgang der Zahl der Bohranlagen auf dem Festland um 40 Prozent zurückzuführen war, verschärft durch den frühen Einsatz des Frühlingsaufbruchs in Kanada. Im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko gingen die Umsätze zurück, da die Anzahl der Tiefsee-Bohrplattformen sank und die Aktivitäten sich von der Exploration hin zu Erschließung und Fertigstellung verlagerten.

Die operative Marge vor Steuern ging wegen verringerten Förderdrucks und Preisschwäche auf dem nordamerikanischen Festland im Quartalsvergleich um 268 Basispunkte (bps) auf 10,2 Prozent zurück. Aufgrund des ungünstigen Umsatzmixes, der eine Folge der Verlagerung von Tiefsee-Explorationsarbeiten mit hoher Gewinnmarge hin zu Erschließungs- und Fertigstellungsaktivitäten war, ging die operative Marge im Offshorebereich zurück. Trotz der Heftigkeit des Umsatzrückgangs in Nordamerika erlaubte die Konzentration auf die Ausführung und schnelles Handeln beim Kostenmanagement ein Auffangen des Margenrückgangs gegenüber dem Vorquartal bei 20 Prozent.

Auf dem Festland sind die Preise in einigen Becken auf unhaltbare Preise gesunken. Druckpumpen wurden daher eingelagert und Crews neu zugewiesen. In anderen Becken wurde die Hydraulic-Fracturing-Flotte weiterhin eingesetzt, um Marktanteile zu sichern und neue technische Möglichkeiten auszuloten.

In der ersten Jahreshälfte 2015 fielen die Umsätze gegenüber dem Vorjahr in Nordamerika um 26 Prozent ab. Dieser Rückgang ist schwerwiegender, als der im gleichen Zeitraum erfolgte Rückgang um 24 Prozent im Jahr 2009. Dennoch lag der Rückgang der Marge bei 37 Prozent. Dies stellt gegenüber den für den gleichen Zeitraum während des letzten Rückgangs verbuchten 72 Prozent eine deutliche Verbesserung dar. Die operative Marge vor Steuern in der ersten Jahreshälfte 2015 ging gegenüber dem Vorjahr um 648 Basispunkte (bps) zurück. Das ist weniger als die Hälfte des für die erste Jahreshälfte 2009 berichteten Abfalls um 1.487 bps. Die Stärke dieser Leistung wurde durch zeitnahes Kosten- und Ressourcenmanagement, die zunehmenden Auswirkungen unseres Transformationsprogrammes, starke neue Technologieverkäufe und effizientes Lieferkettenmanagement unterstützt.

Im zweiten Quartal trugen neue Technologien von Schlumberger zur Steigerung der Förderung und der betrieblichen Effizienz in Nordamerika bei.

Im Südosten New Mexicos nutzte Well Services ein Kompositfluid mit niedriger Viskosität aus der BroadBand*-Produktgruppe von unkonventionellen Reservoir-Abschlussservices für Endeavor Energy Resources, LP, um eine neue Bohrung im Permian Basin mit einer Plug-and-Perf-Fertigstellung zu stimulieren. Im Vergleich zu den sechs nächsten Ausgleichsbohrungen, die mit Schlickwasser und ähnlichen Stützmitteln fertiggestellt wurden, übertraf die Gesamtölförderung der neuen Bohrung nach 120 Tagen sämtliche Ausgleichsbohrungen um über 33 Prozent.

Im Süden von Texas nutzte Well Services den Fracturing-Service BroadBand Sequence* für Encana, um die Förderung zu beschleunigen und die Gewinnung in älteren Bohrungen in den Schiefergebieten Eagle Ford und Haynesville zu erhöhen. Im Eagle Ford Shale wurde die Ölförderung durch Refracturing von 50 bbl/d auf 650 bbl/d und der Fließdruck von 250 psi auf 5000 psi erhöht. Und im Gasbohrloch Haynesville Shale stieg die Förderung von 100 Mscf/d auf 5000 Mscf/d, während der Fließdruck von 1500 psi auf 6000 psi stieg.

In North Dakota nutzte Drilling & Measurements die steuerbare Rotary-Systemtechnologie PowerDrive Orbit* für WPX Energy, um drei abgelenkte Lateralbohrabschnitte in der Formation Middle Bakken zu bohren. Angesichts des einzigartigen Pad-Antriebsdesigns und der Push-the-Bit-Technologie konnten mit dem System PowerDrive Orbit die Herausforderungen bei der Verlaufskontrolle gemeistert werden, die sich mit konventionellen Bohrgarnituren stellen, und drei qualitativ hochwertige laterale Bohrungen konnten innerhalb der Zone getätigt werden. Ähnliche Ergebnisse konnten bei einer 14.717 Fuß langen abgelenkten Lateralbohrung wiederholt werden. Dies stellt den längsten mit steuerbarer Rotary-Technologie gebohrten horizontalen Abschnitt in dem Gebiet dar.

Im Süden von Texas nutzte M-I SWACO SCREEN PULSE*-Fluide und Cutting-Trenntechnologie für Statoil, um zur Beibehaltung idealer Bohrbedingungen und zur Minimierung von Entsorgungskosten und Spülungsverlusten in einer Bohrumgebung mit hohem Bohrfortschritt im Eagle Ford Shale beizutragen. Zuvor wurden mit großen Mengen von Cuttings signifikante Mengen von synthetischem Schlamm (Synthetic-Base Mud, SBM) über die Oberfläche der Schwingsiebe transportiert, und es konnte weniger daraus gewonnen werden. Mit Hilfe der Technologie SCREEN PULSE konnte der Kunde für die ersten beiden vorgenommen Bohrungen Nettoeinsparungen von 68.000 US-Dollar erreichen, da die durchschnittlichen SBM-Kosten pro Fuß um 30 Prozent, und die Entsorgungskosten um 13 Prozent geringer waren.

In Kalifornien nutzte Wireline die Reservoir-Sättigungstechnologie RSTPro* für einen großen Kunden aus der Öl- und Gasbranche im Feld Kern River. Beim Service RSTPro kommt vollständige Spektralanalyse zum Einsatz, um die Elementkonzentrationen zu messen, unter anderem das salinitätsunabhängige Verhältnis von Kohlenstoff und Sauerstoff. In Kombination mit den Interpretationslösungen von Schlumberger Petrotechnical Services ermöglichte die Nutzung der Technologie die Charakterisierung der Schwerölsättigung und konnte dieses Brownfield-Projekt so zu neuem Leben erwecken. Das Reservoir-Monitoring-Projekt Kern River kann in diesem Jahr auf 20 Jahre Sättigungsüberwachung zurückblicken, und die Gesamtförderung des Feldes liegt jetzt bei über zwei Milliarden Barrel Öl.

Im US-amerikanischen Golf von Mexiko wurde der modulare Formationsdynamiktester Wireline MDT* zusammen mit der Technologie Quicksilver Probe* und einem InSitu Fluid Analyzer*-System für Chevron eingesetzt, um Reservoirmessungen an den Standorten Guadalupe und Anchor vorzunehmen. Die Kombination von Schlumberger-Technologien trug zur Gewinnung von Mustern mit geringer Kontaminierung und zur Durchführung von Bohrloch-Fluidanalysen in Echtzeit bei. Die Ergebnisse wurden verwendet, um die Reservoir-Konnektivität zu bestimmen und ein besseres Verständnis der Dichteigenschaften und des Fluidbeschickungs-Verhaltens zu gewinnen. Durch den Einsatz der Bohrloch-Fluidanalysetechnologie von Schlumberger konnte der Wert von Entscheidungsfindung in Echtzeit bei der Charakterisierung von Reservoirs bestätigt werden.

In den Atlantischen Provinzen Kanadas konnte das Schlumberger Integrated Project Management (IPM) in einer anspruchsvollen Tiefseeumgebung vor der Küste Neufundlands Bau und Bewertung der ersten für Statoil vorgenommenen Bohrung abschließen. Die Arbeiten wurden im Rahmen eines integrierten Vierjahresvertrags abgeschlossen, der die komplette Suite von Services für das Explorations- und Einschätzungsprojekt Flemish Pass abdeckt. Trotz wetterbedingter Schwierigkeiten hat es die Effizienz des integrierten Serviceangebots ermöglicht, dass das Projekt die internen Zielvorgaben des Kunden erfüllte. Neue Schlumberger-Technologien wie der photorealistische Reservoirgeologie-Service Wireline Quanta Geo* trugen zur Senkung der unterirdischen Risiken bei und waren nützlich für die Charakterisierung der komplexen Formationen. Das steuerbare Rotary-System PowerDrive Orbit*, das konische Diamantelement Smith Bits Stinger* und die Fluid-Logging- und -Analysetechnologien Geoservices FLAIR* von Drilling & Measurements trugen außerdem durch Verbesserung der Bohreffizienz, Gewährleistung der Bohrlochintegrität und Optimierung der Bohrplatzierung zur Erhöhung der Leistung bei. Aufgrund der Unterstützung durch Schlumberger-Technologien und aufgrund des integrierten Ansatzes rechnete Statoil einige Bohrabschnitte zu seinen besten Bohrleistungen weltweit.

Internationale Gebiete

Die Umsätze für die internationalen Gebiete in Höhe von 6,5 Milliarden US-Dollar gingen aufgrund von Budgetkürzungen der Kunden und von anhaltenden Preisreduzierungen gegenüber dem Vorquartal um fünf Prozent zurück.

Die Umsätze des Bereichs Naher und Mittlerer Osten und Asien in Höhe von 2,6 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um fünf Prozent zurück, vor allem aufgrund geringerer Aktivitäten im Raum Asien/Pazifik und in Australien aufgrund Kürzungen der Explorationsbudgets durch die Kunden. Die Aktivitäten in Indien gingen durch Projektverzögerungen zurück, während die Aktivitäten im Irak und in China weiterhin verhalten waren. Die GeoMarkets im Nahen und Mittleren Osten blieben bei höheren Aktivitäten stabil, vor allem in Saudi-Arabien, den Vereinigten Arabischen Emiraten und in Kuwait. Die Umsätze in der Region gingen jedoch leicht zurück, da sich die Preisreduzierungen auf die Ergebnisse für ein komplettes Quartal auswirkten.

Die Umsätze für das Gebiet Europa/GUS/Afrika in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um fünf Prozent zurück, vor allem aufgrund der Situation in Subsahara-Afrika, wo die Exploration zurückging und Bohrinseln abgebaut wurden. Der Budgetdruck der Kunden in Angola und Verzögerungen in Nigeria wirkten sich ebenfalls auf die Ergebnisse aus. Russland erholte sich mit einem saisonalen Zuwachs bei den konventionellen Festlandaktivitäten, während sich der russische Rubel etwas erholte. Die Umsätze in der Nordsee gingen aufgrund der geringeren Zahl von Bohrplattformen, des Preisdrucks und einer anhaltenden Verlagerung von Explorations- zu Erschließungsaktivitäten zurück. Die Aktivitäten in Nordafrika nahmen leicht zu, während die Arbeiten in Libyen aufgrund der unveränderten Sicherheitslage weiterhin eingeschränkt blieben.

Die Umsätze im Gebiet Lateinamerika in Höhe von 1,5 Milliarden US-Dollar fielen wegen geringerer Aktivitäten in Mexiko, Brasilien und Kolumbien aufgrund anhaltender Kürzungen der Kundenbudgets um sieben Prozent ab. Diese Reduzierung wurde teilweise durch die starke Exploration und einen Hochlauf der Aktivitäten auf dem GeoMarket Venezuela, Trinidad und Tobago aufgewogen. Die Aktivitäten in Argentinien und Ecuador blieben stabil.

Die operative Marge vor Steuern in den internationalen Gebieten stieg gegenüber dem Vorquartal mit 24,5 Prozent um 35 bps. Die operative Marge vor Steuern im Nahen Osten und in Asien stieg um 8 bps auf 28,7 Prozent, während sie in Lateinamerika um 81 bps auf 22,3 Prozent expandierte, und in Europa/GUS/Afrika um 29 bps auf 21,3 Prozent stieg. Trotz des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal und der immer ungünstigeren Verlagerung des Umsatzmixes expandierten die operativen Margen und limitierten den Margenrückgang gegenüber dem Vorquartal auf 18 Prozent.

Für die erste Jahreshälfte 2015 fielen die Umsätze gegenüber dem Vorjahr in den internationalen Gebieten um 14 Prozent. Dies ist schwerwiegender als der Rückgang um 5 Prozent im gleichen Zeitraum im Jahr 2009. Dennoch lag der Margenrückgang bei 18 Prozent. Das ist eine deutliche Verbesserung gegenüber den 73 Prozent, die für den entsprechenden Zeitraum während des letzten Rückgangs verbucht wurden. Die operative Marge vor Steuern für die erste Jahreshälfte 2015 expandierte um 85 bps. Im Vergleich dazu wurde im gleichen Zeitraum im Jahr 2009 ein Rückgang der Marge um 269 bps verzeichnet. Die Stärke dieser Leistungen war das Ergebnis proaktiven Kosten- und Ressourcenmanagements, stabiler Umsätze mit neuen Technologien und der Beschleunigung des Transformationsprogrammes mit Schwerpunkt auf der Mitarbeiterproduktivität, Ressourcennutzung und Reduzierung der Unit-Supportkosten.

Im Laufe des Quartals gab es im internationalen Bereich eine Reihe von Höhepunkten im Zusammenhang mit Integrationen.

Saudi Aramco vergab an Schlumberger einen Multiservice-Zweijahresvertrag inklusive Stimulations- und Testtechnologien für unkonventionelle Gasprojekte innerhalb des Königreichs Saudi-Arabien. Das Projekt umfasst neue unkonventionelle Reservoirtechnologien, die zur Optimierung der Leistungsstimulation in dem Land getestet werden.

In den Ländern des Golf-Kooperationsrates wurden für Schlumberger drei Verträge verlängert, und das Unternehmen erhielt einen neuen Vertrag. Der Gesamtwert der Verträge wird auf 600 Millionen US-Dollar geschätzt. Die Verlängerungen der Verträge für Drilling & Measurements und Wireline Services um fünf Jahre umfassen den Einsatz von Technologien wie der steuerbaren Rotary-Technologie mit schneller Ansprechzeit PowerDrive Archer*, von MicroScope*-Services für Resistivität und Bildgebung während der Bohrung und des hochauflösenden Spektroskopie-Loggings mit Litho Scanner*. Die dritte Vertragsverlängerung für Artificial-Lift-Services mit den elektrischen Hochtemperatur-Tauchpumpensystemen des Typs REDA* Hotline beträgt dreieinhalb Jahre. Der neue Vertrag wurde ebenfalls für fünf Jahre für Zementiertechnologien von Well Services vergeben.

Schlumberger unterzeichnete einen leistungsbasierten Vertrag über vier Jahre im Wert von etwa 395 Millionen US-Dollar für die Bereitstellung integrierter Bohrloch-Konstruktionsservices für die Erschließung eines Schwerölfeldes in der mexikanischen See. Schlumberger wird im Rahmen des Vertrages sämtliche Bohr- und Fertigstellungsservices übernehmen. Dazu gehören Projektmanagement, direktionales Bohren, Messen während des Bohrens, Logging während des Bohrens, Mud Logging, Wireline, Bohrflüssigkeiten, Bohrköpfe, Fishing, Zementierung, Coiled Tubing, untere Fertigstellung und Bohrlocherprobung. Der Beginn der ersten Bohrung ist für August 2015 geplant.

Im Irak vergab ENI einen integrierten Dreijahresvertrag für den Bau eines Bohrloches an Schlumberger. Dazu gehören 30 Bohrungen, inklusive der Bereitstellung von Landbohrplattformen, direktionalem Bohren, Messen während des Bohrens, Logging während des Bohrens, Bohrköpfen, Fishing, Zementierung, Bohrflüssigkeiten, Mud Logging, Bohrlochreinigung und Wireline-Services. Schlumberger hat im Rahmen ähnlicher integrierter Vertragsmodelle bereits Bohrungen für ENI übernommen, und die aktuelle Vergabe bietet Kontinuität bei der laufenden Erschließung des Feldes.

In Norwegen vergab die Statoil Petroleum AS einen Vertrag im Wert von etwa 135 Millionen US-Dollar an M-I SWACO. Er betrifft die Lieferung von Glykolen zur Versorgung sämtlicher Raffinerieverfahren des Unternehmens auf See und auf dem Festland. Der Vertrag geht über viereinhalb Jahre und kann optional zweimal um je drei Jahre verlängert werden.

In Aserbaidschan hat BP an Caspian Geophysical, ein Joint Venture von WesternGeco und SOCAR, einen Vertrag zur Durchführung seismischer Erhebungen inklusive 2D-, 3D- und 4D-Durchführung im Kaspischen Meer vergeben. Es wird davon ausgegangen, dass die Durchführung der Erhebungen etwa sechs Monate dauern und mit der seismischen Point-Receiver-Technologie Q-Marine* erfolgen wird. Dies ist das erste Mal, dass dieses hochwertige System für die seismische Akquisition im Kaspischen Meer eingesetzt wird. Die Projekte werden in enger Zusammenarbeit mit WesternGeco und Caspian Geophysical durchgeführt.

Reservoir Characterization Group

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2015     31. März 2015     30. Juni 2014 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 2.425 $ 2.552 $ 3.231 -5 % -25 %
Betriebsergebnis vor Steuern 642 655 933 -2 % -31 %
Operative Marge vor Steuern 26,5 % 25,6 % 28,9 % 84 bps -239 bps
Rückgang der operativen Marge 10 % 36 %
 

Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um fünf Prozent zurück, vor allem aufgrund anhaltender Kürzungen bei den Explorationsausgaben, die sich auf die Aktivitäten von Wireline and Testing Services in Europa/GUS und Afrika, dem US-amerikanischen Golf von Mexiko und Australien auswirkten. Der Rückgang wurde teilweise durch verstärkte Verkäufe von Software-Lizenzen sowie durch die Umsätze von WesternGeco aufgewogen, die sich durch höhere seismische Aktivitäten auf dem Festland in Nordafrika und in den Vereinigten Arabischen Emiraten leicht verbesserten.

Die operative Marge vor Steuern von 26,5 Prozent war trotz eines Rückgangs um 10 Prozent gegenüber dem Vorquartal um 84 bps höher, da ein ungünstiger Umsatzmix durch den Beitrag verstärkter Verkäufe von Softwarelizenzen mit höherer Marge aufgewogen wurde.

Zusätzlich zu den Auftragsvergaben im Quartal unterstützten neue Technologien der Reservoir-Characterization-Gruppe Kunden bei der Charakterisierung komplexer Reservoirs, der Optimierung der Bohrförderung und der Reservoirgewinnung, sowie bei der Verbesserung der betrieblichen Effizienz.

In Australien führte Wireline die Wireline-Traktor-Geländetechnologie UltraTRAC* für Origin Energy ein, mit der im Otway-Becken vor der Küste Victorias Reservoirproben entnommen und Druckmessungen vorgenommen werden sollen. Mit der UltraTRAC-Technologie können bei anspruchsvollen Bohrbedingungen und in hohen, abgelenkten Bohrlöchern große Nutzlasten übermittelt werden. In Kombination mit der Radialsondentechnologie Saturn* 3D, mit der die Entnahme von Proben in anspruchsvollen Umgebungen möglich ist, war dies die erste Einführung dieser beiden Technologien bei abgelenkten Bohrungen in Australien. Mit der effizienten Kombination von Wireline-Technologien konnte der Kunde im Vergleich zu konventionellen Loggingmethoden über Rohre etwa fünf Tage Bohrzeit einsparen.

Vor der Küste der Niederlande nutzte Wireline ein polymerummanteltes Wireline-Monokabel des Typs StreamLINE* für Wintershall Noordzee BV zum Transport einer Perforationspistole in einem tiefen, geneigt gerichteten Hochdruckbohrloch mit hoher Temperatur in der Nordsee. Der Reibungskoeffizient von StreamLINE-Kabeln ist halb so groß, wie mit dem entsprechenden geflochtenen Standardseil zur Senkung des Kabeldrucks. Die Perforation konnte so in einem, statt in zwei Durchgängen fertiggestellt werden, was für den Erfolg der Operation entscheidend war. Die Lösung ermöglichte dem Kunden die Einsparung von zwölf Stunden Betriebszeit und schätzungsweise 175.000 US-Dollar.

Vor der Küste Mexikos setzte Wireline die Radialsondentechnologie Saturn 3D und die XL-Rock*-Technologien für großvolumige Rotary-Seitenwandbohrungen für PEMEX ein, um Fluid- und Gesteinsproben aus einer Tiefseebohrung in der Middle Miocene Formation zu gewinnen. Außerdem trug die Kombination der Messungen mit dem dreiachsigen Induktionswerkzeug Rt Scanner* mit Bildern der ölbasierten Microimager-Technologie OBMI* zur Offenlegung des Vorhandenseins neuer Reserven bei. Diese Informationen ermöglichten es dem Kunden, eine neue Explorationsstrategie auszuarbeiten.

In Oman wurden Wireline-Technologien für Petroleum Development of Oman (PDO) eingesetzt, um das heterogene Karbonatreservoir Shuaiba in einer anspruchsvollen Ölschlamm-Umgebung (Oil-Base-Mud, OBM) darzustellen. Die photorealistische Reservoirgeologie-Technologie Quanta Geo wurde in Oman zum ersten Mal eingesetzt, um die OBM-Schwierigkeiten zu meistern und die Mikrofrakturen zu erkennen, die durch das modulare Dynamiktestwerkzeug MDT entstehen, das mit Hochleistungspackern und einer Hochdruckpumpe ausgestattet ist. Infolgedessen war PDO in der Lage, eine Aufschlüsselung der geologischen und geophysischen Eigenschaften zu erhalten, um den Felderschließungsplan zu aktualisieren und den Fertigstellungsplan zu optimieren.

In Venezuela wurde die Through-the-Bit-Loggingtechnologie Wireline ThruBit* für PDVSA eingesetzt, um einen vollständigen petrophysischen Standarddatensatz in stark geneigt gerichteten Bohrlöchern im Ölfeld Ayacucho von Faja del Orinoco zu erhalten. Dort waren bisher nur Informationen zu Gammastrahlen und Resistivität verfügbar. Mit ThruBit-Logging können in kürzerer Zeit mit konventionellen Übermittlungsmethoden zuverlässige Logs von komplizierten Bohrungen erstellt werden. Dies ermöglicht höhere Präzision bei der Bewertung von Formationen, bei der Feldmodellierung und der Planung horizontaler Bohrungen.

In Venezuela setzte Wireline außerdem für Petroindependencia, S.A., ein Joint Venture von PDVSA und Chevron, die Zementprüftechnologie Isolation Scanner* ein. Damit konnten die Planung von Verschalungs-Zentralisierungen verbessert und Zementierungsoperationen im Feld Cerro Negro optimiert werden. Mit der Kombination der beiden unabhängigen Ultraschallmessungen mit Isolation Scanner und der effizienten Rückwärts-Traktorkapazitäten – ermöglicht mit dem Servicetraktor TuffTRAC* für verschalte Bohrlöcher – konnte die Zonenisolierung in den Bohrlöchern positiv bestätigt werden.

Im Irak setzte Testing Services für Chevron Signature*-Quartzanzeigen ein, die durch drahtlose Muzic*-Telemetrie ermöglicht wurden. So konnten Bohrlochmessungen von Bohrungen in dem auf dem Festland gelegenen Feld Sarta-2 übertragen werden. In den fünf getesteten Zonen erfassten die Signature-Anzeigen die Zuverlässigkeit von Bohrlochdaten unter harten Bedingungen und ermöglichten die kontinuierliche Übertragung über den globalen Konnektivitäts-, Kooperations- und Informationsservice InterACT*. Der Kunde erreichte seine Ziele für die Testbohrung und konnte außerdem durch einen kenntnisreicheren Entscheidungsfindungsprozess Bohrzeit einsparen.

In den Vereinigten Arabischen Emiraten (VAE) vergab ADCO einen Vertrag für konventionelle und unkonventionelle Reservoir-Labor-Bohrkernanalysen an Schlumberger. Der Dreijahresvertrag mit Option auf weitere zwei Jahre umfasst die Bereitstellung zentraler Abwicklungs- und Verarbeitungsservices, routinemäßiger und petrophysischer elektrischer Messungen, petrologischer sowie geomechanischer Services. Schlumberger wird zusätzlich zu dem Labor für Fluidanalysen, das sich momentan in Jebel Ali, VAE befindet, ein Labor für Gesteinsanalysen in Abu Dhabi eröffnen, um seinen Kunden eine umfassende Suite integrierter Gesteins- und Fluidreservoir-Charakterisierungsservices bieten zu können.

Drilling Group

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2015     31. März 2015     30. Juni 2014 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 3.511 $ 3.963 $ 4.653 -11 % -25 %
Betriebsergebnis vor Steuern 685 790 981 -13 % -30 %
Operative Marge vor Steuern 19,5 % 19,9 % 21,1 % -44 bps -157 bps
Rückgang der operativen Marge 23 % 26 %
 

Die Umsätze der Drilling Group in Höhe von 3,5 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 11 Prozent zurück, vor allem aufgrund eines weiteren Rückgangs der Anzahl der Bohrplattformen in Nordamerika, der sich auf die Aktivitäten von Drilling & Measurements und M-I SWACO auswirkte. Geringere Bohraktivitäten in Subsahara-Afrika, Australien und Kolumbien trugen ebenfalls zu dem Rückgang bei.

Die operative Marge vor Steuern betrug 19,5 Prozent, sank also gegenüber dem Vorquartal um 44 bps. Trotz des Umsatzrückgangs konnte der Rückgang der operativen Marge durch schnelles Handeln im Bereich des Kostenmanagements auf 23 Prozent begrenzt werden.

Im zweiten Quartal steigerten neue Technologien der Drilling Group die Leistung durch eine Verbesserung der Bohreffizienz, Optimierung der Bohrlochplatzierung und die Sicherung der Integrität der Bohrlöcher.

Im Kaspischen Meer wurden Technologien der Drilling Group für BP Exploration Caspian Sea Limited eingesetzt, um die 8,5- und 12,25-Zoll-Abschnitte einer Bohrung im Feld Shah Deniz vor der Küste Aserbaidschans zu übernehmen. Der anspruchsvolle 8,5-Zoll-Abschnitt in Shah Deniz wurde damit zum ersten Mal überhaupt in einem einzigen Durchgang gebohrt. Der Abschnitt wurde mit einer Kombination der steuerbaren Rotary-Technologie PowerDrive Orbit von Drilling & Measurements und einem polykrystallinen Diamant-Bit (Polycrystalline Diamond Compact, PDC) von Smith mit der Cutter-Technologie ONYX* gebohrt, die mit der integrierten Bohrkopf-Designplattform IDEAS* angepasst wurde. In dem Abschnitt konnte ein Feld-Bohrrekord von 240 Metern in 24 Stunden aufgestellt werden. Sechs Tage Bohrzeit im Wert von etwa 2,6 Millionen US-Dollar konnten so eingespart werden.

Vor der Küste Brasiliens setzte Drilling Tools & Remedial die hydraulikbetriebene On-Demand-Ausräumtechnologie Rhino XC* für Petrobras ein, um einen 2.700 Fuß langen Tangentenabschnitt einer Tiefseebohrung in einer instabilen Salzformation im Vorsalz-Ölfeld Lula zu vergrößern. Angesichts des Potentials der Technologie Rhino XC für die Realisierung größerer Löcher hatte der Kunde mehr Spielraum und konnte weiterhin einen hohen Bohrfortschritt (Rate of Penetration, ROP) erzielen. Insgesamt wurde die Operation in sieben Tagen abgeschlossen. Petrobras konnte so im Vergleich zu bisherigen Ausgleichsbohrungen, die ohne Unterschneider vorgenommen wurden, drei Bohrtage einsparen.

Vor der Küste Kanadas stellte Drilling Group Technologies am Standort Bay du Nord nordöstlich von St. John’s in Neufundland einen neuen Rekord für Statoil auf. Die konische Diamantelement-Technologie Schlumberger StingBlade* trug in Kombination mit den Services von Drilling & Measurements, Smith Bits, M-I SWACO, Geoservices und Drilling Tools & Remedial Services zur Bohrung des steigleitungslosen 17,5-Zoll-Abschnitts einer Tiefseebohrung mit einem ROP von 169,1 m/h bei. So konnte ein neuer Weltrekord für Statoil aufgestellt und der bisherige Rekord um 72 Prozent übertroffen werden. Außerdem konnte mit den Technologien der Drilling Group mit einem durchschnittlichen ROP von 35 m/h durch mehrere harte Stringer-Formationen gebohrt werden – im Vergleich zu einem historischen Durchschnitts-ROP von 3 m/h für diese Formationen. Die Tiefseebohrung konnte in einem einzigen Durchgang komplett vorgenommen werden.

In Mexiko nutzte Drilling & Measurements die Technologie 3D VSP* für die Erstellung vertikaler seismischer Profile, sowie die Services seismicVISION* für seismische Erhebungen beim Bohren und sonicVISION* für Ultraschallmessungen beim Bohren für die nationale Ölgesellschaft Mexikos, um eine Bohroperation durch und unter dem Salz für eine Tiefsee-Explorationsbohrung zu optimieren. Infolgedessen konnte der Kunde den Salzboden lokalisieren, um die Verschalung in der richtigen Tiefe zu platzieren und gleichzeitig das Bohrrisiko zu reduzieren.

In Süditalien wurden Technologien der Drilling Group eingesetzt, um für ENI eine lange horizontale Seitenbohrung durch ein natürlich frakturiertes Karbonatreservoir im Ölfeld Val d’Agri vorzunehmen Mit den steuerbaren Rotary-Systeme PowerDrive X6* und PowerDrive vorteX* von Drilling & Measurements in Kombination mit Bohrköpfen von Smith, die mit der integrierten Bohrkopf-Designplattform IDEAS* angepasst wurden, konnte ein komplexer 3D-Verlauf und ein 2.200 m langer horizontaler Abschnitt effizient gebohrt und gleichzeitig eine präzise Bohrplatzierung im Reservoir gewährleistet werden. Speziell die Technologie PowerDrive vorteX ermöglichte im Vergleich zur Leistung konventioneller steuerbarer Rotary-Systeme bei Ausgleichsbohrungen eine Verbesserung des ROP um das Doppelte. Infolge der Nutzung der Technologien der Drilling Group, unterstützt durch ein interaktives OSC*-Supportzentrum für den Bohrbetrieb, konnte die Nebenbohrung nach Plan durchgeführt werden. Der Kunde konnte so 20 Tage Bohrzeit im Wert von etwa 1,4 Millionen US-Dollar einsparen.

In Kolumbien trug die Bohrkopftechnologie von Smith dazu bei, dass EQUION ENERGIA die Bohrleistung in der Mirador-Formation im Llanos-Becken verbessern konnte. Mit rollenden PDC-Cuttern des Typs ONYX 360* konnte die Bit-Haltbarkeit durch eine Drehung um 360 Grad erhöht werden, so dass die gesamte Diamantkante die Formation durchbohren und die Lauflänge um bis zu 57 Prozent. erhöhen konnte. Der Kunde konnte aufgrund niedrigerer Bohrkosten und von weniger Schäden an den Bits 5,5 Tage Bohrzeit im Wert von etwa 896.000 US-Dollar einsparen.

In Kasachstan konnte die Hilong Petroleum Engineering Company mit der konischen Diamantbit-Technologie Schlumberger Stinger in Kombination mit einem drehmomentstarken Verstellmotor die Bohrleistung im 8,5-Zoll-Abschnitt einer Bohrung auf dem Festland im Gasfeld Pridorozhnoye verbessern. Durch die Kombination hervorragender Stoßfestigkeit und Verschleißbeständigkeit mit einer konischen Form ermöglichte die Stinger-Elementtechnologie einen längeren und schnelleren Durchgang durch die anspruchsvolle feuersteinhaltige Kalksteinformation mit einem ROP von 55 Prozent – im Vergleich zu einer Ausgleichsbohrung im gleichen Feld. Infolgedessen konnte der Kunde die Zeit bis zur Förderung verkürzen und war in der Lage, mehr Bohrungen vorzunehmen, da 27 Tage Bohrzeit im Wert von etwa 486.000 US-Dollar eingespart werden konnten.

Production Group

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis     Veränderung
30. Juni 2015     31. März 2015     30. Juni 2014 gegenüber Vorquartal     gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 3.103 $ 3.767 $ 4.208 -18 % -26 %
Betriebsergebnis vor Steuern 397 549 710 -28 % -44 %
Operative Marge vor Steuern 12,8 % 14,6 % 16,9 % -179 bps -406 bps
Rückgang der operativen Marge 23 % 28 %
 

Die Umsätze der Production Group in Höhe von 3,1 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 18 Prozent zurück, wobei über 80 Prozent des Rückgangs auf die Aktivitäten auf dem nordamerikanischen Festland zurückzuführen war. Der Förderdruck fiel weiterhin ab, und der Preisdruck stieg, da die Anzahl der Bohrplattformen in Nordamerika weiterhin zurückging.

Die operative Marge vor Steuern von 12,8 Prozent ging gegenüber dem Vorquartal um 179 bps zurück, da im Quartal die Aktivitäten weiterhin geringer und der Preisdruck höher war, wobei die Preise in einigen Becken auf unhaltbare Preise sanken. Druckpumpen wurden daher eingelagert und Crews neu zugewiesen. In anderen Becken wurde die Hydraulic-Fracturing-Flotte weiterhin eingesetzt. Trotz des erheblichen Umsatzverfalls konnte der Rückgang der operativen Marge durch schnelles Handeln im Bereich des Kostenmanagements einschließlich der Abstimmung der Ressourcen auf 23 Prozent begrenzt werden.

Mit Hilfe von Technologien der New Production Group konnten die Kunden technische Herausforderungen durch Beschleunigung der Förderung, verbesserte Gewinnung und höhere betriebliche Effizienz meistern.

In Saudi-Arabien setzte Schlumberger Completions nach gemeinsamen Investitionen und kooperativer Produktentwicklung zusammen mit Saudi Aramco das weltweit erste Förder- und Reservoir-Managementsystem des Typs Manara* dort ein, wo Erfassung und Kontrolle jetzt innerhalb lateraler Bohrungen auf Kammerebene durchgeführt werden können. Das Manara-System kontrolliert den Fluss mit einer variablen elektrischen Drossel und integrierten Bohrlochsensoren, so dass der Nutzer Kammerförderung oder Absenkung direkt zuweisen kann. Patentierte induktive Kupplungstechnologie ermöglicht die Verzweigung von Versorgungsleitungen von der Hauptbohrung in die Seitenbohrungen und schafft so die Grundlage für zuverlässige Energieversorgung und Kommunikationsübermittlung. Die Workflows der Softwareplattform Avocet* für Förderoperationen ermöglichen Visualisierungen in Echtzeit, bieten dem Nutzer verbesserte Dateninteraktion und verkürzen die Reaktionszeit für die Optimierung des Reservoir-Monitoring. Diese bahnbrechende Fertigstellungsplattform verschiebt die Kapazitäten für Reservoir-Monitoring von der Bohrung in den Seitenabschnitt der Kammer. Das bringt das Potential zur signifikanten Erhöhung der Reservoirgewinnung mit sich.

Die reservoirorientierte Stimulationsbauform Mangrove* auf der Grundlage der Softwareplattform Petrel E&P wurde jetzt von den Technologie-Integrationsgruppen (TIG) von Schlumberger seit der ersten Nutzung im Jahr 2012 für die Planung von über 1000 Bohrungen für über 100 Kunden in 19 Ländern genutzt. Außerdem haben über 20 Kunden auf vier Kontinenten diesen einzigartigen Komplett-Workflow von Schlumberger für unkonventionelle Regionen übernommen, indem sie seit Beginn des Verkaufs im Jahr 2014 Lizenzen für Mangrove-Software erworben haben.

In Venezuela setzte Schlumberger Completions das unzementierte Liner-Hanger-System COLOSSUS UNC* für Petroindependencia, S.A. ein, um eine rasche Liner-Installation in abgelenkten Schwerölbohrlöchern in unkonsolidierten Sandsteinreservoirs mit Schieferschichten im Feld Cerro Negro zu realisieren. Angesichts der erheblichen Doglegs der unzementierten Lateralbohrungen war die Liner-Mobilität entscheidend für den Erfolg. Außerdem musste die Fertigstellungs-Hardware aufgrund der Notwendigkeit von Dampfeinspeisungen zur Ermöglichung der Förderung des Schweröls extreme Temperaturen aushalten. Mit Hilfe der Technologie COLOSSUS UNC konnten die technischen Herausforderungen gemeistert und die Liner-Installationszeit von zehn zu eineinviertel Tage pro Bohrung verkürzt werden. Das bedeutet Einsparungen in Höhe von 590.000 US-Dollar, die es dem Kunden erlaubten, seine Förderziele für 25 Bohrungen zu erreichen.

Vor der dänischen Küste stellte Schlumberger eine integrierte Bohr-Interventionslösung für Maersk Oil bereit, um ein besseres Verständnis der Wasserförderung zu gewinnen und die Hydrokarbongewinnung im ausgereiften Svend-Ölfeld vor dessen Stilllegung zu maximieren. Die eingesetzten Technologien sind Live-CT-Förderlogging mit ACTive PS*, Reservoirsättigung mit RST Pro und Imager-Services mit FloScan*. Erste Testbohrungen ergaben, dass die aus dieser Operation gewonnenen Informationen die Bohrung soweit optimieren konnten, dass die Wasserförderung um ein Drittel reduziert wurde.

In Mexiko setzte Well Intervention das Coiled-Tubing-System OptiFIRE* für selektive Perforation und Aktivierung in Echtzeit für PEMEX ein, um die Förderung in einem Bohrloch in der Region South zu erhöhen. Bisher war die Reperforation des Zielgebietes eine Herausforderung für konventionelle Wireline-Interventionsmethoden, bei denen das Bohrloch nicht geschlossen oder die Förderung verzögert werden musste. Die Technologie Active OptiFIRE ermöglichte die präzise Platzierung der Perforationspistolen, und die Bohrlochdetonation konnte damit in einem einzigen Durchgang bestätigt werden. Infolgedessen konnte die Interventionssicherheit verbessert und die Perforationszeit um 75 Prozent verkürzt werden. Das Bohrloch konnte so effizient gereinigt und gestartet werden, ohne dass zusätzliche Interventionsausrüstung erforderlich war.

Well Intervention nutzte ferner die ACTive*-Gruppe von Live-Bohrloch-Coiled-Tubing-Services vor der Küste Mexikos, um die Förderrohre in einem geneigt gerichteten zu erweitern und deren produktive Lebenszeit durch die Entfernung vom Gas-Öl-Kontakt zu verlängern. Für diese Anwendung nutzte die ACTive-Technologie Echtzeitmessungen im Bohrloch, um Verfahren zu interpretieren und zu optimieren und bei einem Schaden im Bohrloch einzugreifen. Aufgrund des hohen Komplexitätsgrades erforderte diese Intervention eine detailorientierte Überprüfung unter technischen, operativen und logistischen Aspekten. Die Fertigstellung dieser komplett integrierten Operation dauerte auf einer Rigless-Plattform 15 Tage. So konnten Zeit und Kosten für einen größeren Eingriff in einer Bohranlage eingespart werden.

Finanzübersicht

       
Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
 
Zweites Quartal Sechs Monate
Zeiträume bis zum 30. Juni   2015   2014   2015   2014
 
Umsatz $ 9.010 $ 12.054 $ 19.258 $ 23.294
Zinsen und sonstige Erträge 47 64 96 141
Ausgaben
Umsatzkosten 7.136 9.269 15.231 18.017
Forschung und technische Entwicklung 279 309 546 593
Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten 120 123 239 228
Restrukturierung und Sonstiges (1) - - 439 -
Zinsen     86     90       169     193  
Ertrag vor Steuern $ 1.436 $ 2.327 $ 2.730 $ 4.404
Ertragssteuern (1)     302     506       608     975  
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit 1.134 1.821 2.122 3.429
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit     -     (205 )     -     (205 )
Nettogewinn 1.134 1.616 2.122 3.224
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen     10     21       23     37  
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn   $ 1.124   $ 1.595     $ 2.099   $ 3.187  
 
Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt zuzuordnen:
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit (1) $ 1.124 $ 1.800 $ 2.099 $ 3.392
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit     -     (205 )    

-

    (205 )
Nettogewinn   $ 1.124   $ 1.595     $ 2.099   $ 3.187  
 
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit (1) $ 0,88 $ 1,37 $ 1,64 $ 2,58
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit     -     (0,16 )     -     (0,16 )
Nettogewinn   $ 0,88   $ 1,21     $ 1,64   $ 2,42  
 
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.269 1.300 1.273 1.303
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung     1.280     1.315       1.282     1.316  
 
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)   $ 1.047   $ 996     $ 2.089   $ 1.997  
(1)   Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.
(2) Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
     
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
 
(Angaben in Millionen)
 
30. Juni 31. Dez.
Ressourcen   2015     2014
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 7.274 $ 7.501
Forderungen 9.569 11.171
Sonstiges aktuelles Umlaufvermögen     6.018       6.022
22.861 24.694
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 469 442
Anlagevermögen 14.848 15.396
Seismische Multiclient-Daten 913 793
Firmenwert (Goodwill) 15.525 15.487
Sonstige immaterielle Vermögenswerte 4.525 4.654
Sonstige Vermögenswerte     5.612       5.438
    $ 64.753     $ 66.904
 
Passiva          
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 7.479 $ 9.246
Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer 1.424 1.647

Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten

4.231 2.765
Auszuschüttende Dividenden     640       518
13.774 14.176
Langfristige Verbindlichkeiten 9.110 10.565
Pensionsnebenleistungen 1.348 1.501
Latente Steuern 1.333 1.296
Sonstige Verbindlichkeiten     1.003       1.317
26.568 28.855
Eigenkapital     38.185       38.049
    $ 64.753     $ 66.904
 

Nettoverbindlichkeiten

„Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmitteln, kurzfristiger Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltener festverzinslicher Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten.

Einzelheiten zu Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen hier:

  (Angaben in Millionen)
           
Zeiträume bis zum 30. Juni        

Sechs
monatszeitraum
2015

   

Zweites
Quartal
2015

   

Sechs
monatszeitraum
2014

 
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen $ 2.122 $ 1.134 $ 3.429
Restrukturierungs- und sonstiger Aufwand, zuzüglich Steuern   383     -     -  

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften

2.505 1.134 3.429
Wertminderungen und Abschreibungen (1) 2.089 1.047 1.997
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 217 103 190
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 167 87 162
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (214 ) (94 ) (127 )
Betriebskapitalerhöhung (2) (837 ) (67 ) (1.090 )
Sonstige   157     104     (342 )
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit   4.084     2.314     4.219  
 
Kapitalaufwendungen (1.193 ) (587 ) (1.786 )
SPM-Investitionen (222 ) (113 ) (377 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten   (221 )   (120 )   (154 )
Freier Cashflow (3)   2.448     1.494     1.902  
 
Aktienrückkaufprogramm (1.239 ) (520 ) (2.074 )
Ausgeschüttete Dividenden (1.151 ) (639 ) (932 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen   256     74     492  
  314     409     (612 )
 
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten (206 ) (127 ) (964 )
Ausgelaufene Geschäftstätigkeit – Vereinbarung mir dem US-Justizministerium (233 ) (233 ) -
Sonstige   (86 )   (160 )   (47 )
Anstieg der Nettoverbindlichkeiten (211 ) (111 ) (1.623 )
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums   (5.387 )   (5.487 )   (4.443 )
Nettoverbindlichkeiten $ (5.598 ) $ (5.598 ) $ (6.066 )
 
Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten  

30. Juni
2015

   

31. März
2015

   

31. Dez.
2014

   

30. Juni
2014

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 7.274 $ 6.803 $ 7.501 $ 6.699
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 469 436 442 480
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (4.231 ) (3.828 ) (2.765 ) (1.505 )
Langfristige Verbindlichkeiten   (9.110 )   (8.898 )   (10.565 )   (11.740 )
$ (5.598 ) $ (5.487 ) $ (5.387 ) $ (6.066 )
 
(1) Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
 
(2) Enthält Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 455 Millionen US-Dollar im zum 30. Juni 2015 zu Ende gegangenen Sechsmonatszeitraum und 210 Millionen US-Dollar im zweiten Quartal 2015.
 
(3) Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass es sich hierbei um eine wichtige Maßnahme handelt, da sie sich auf Gelder bezieht, die zur Reduzierung von Verbindlichkeiten und Verfolgung von Gelegenheiten zur Verfügung stehen, die den Aktionärswert durch Akquisitionen und Ausschüttungen an Aktionäre durch Aktienrückkäufe und Dividenden steigern.
 

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum zweiten Quartal auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
               
Erstes Quartal 2015
Vor Steuern     Steuer    

Minderheits-
Zinsen

    Netto    

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.733 $ 362 $ 13 $ 1.358 $ 1,06
Belegschaftsverkleinerung (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela   (49 )       -         -       (49 )       (0,04 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 1.294       $ 306       $ 13     $ 975       $ 0,76  
 
Sechs Monate 2015
Vor Steuern     Steuer    

Minderheits-
Zinsen

    Netto    

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 3.169 $ 664 $ 23 $ 2.482 $ 1,94
Belegschaftsverkleinerung (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela   (49 )       -         -       (49 )       (0,04 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 2.730       $ 608       $ 23     $ 2.099       $ 1,64  
 
Im zweiten Quartal 2015 und im ersten Halbjahr 2014 sind weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
 
Weitere Einzelheiten zu diesen Belastungen finden sich im Abschnitt „Ergänzende Informationen”.
 
                     
Produktgruppen
(Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis
30. Juni 2015 31. März 2015 30. Juni 2014
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

  Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

  Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Reservoircharakterisierung $ 2.425 $ 642 $ 2.552 $ 655 $ 3.231 $ 933
Bohrungen 3.511 685 3.963 790 4.653 981
Förderung 3.103 397 3.767 549 4.208 710
Ausbuchungen und Sonstiges (29 )   (16 ) (34 )   (1 ) (38 )   (3 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.708 1.993 2.621
Konzern und Sonstiges - (199 ) - (192 ) - (216 )
Zinserträge(1) - 6 - 8 - 8
Zinsaufwendungen(1) - (79 ) - (76 ) - (86 )
Belastungen und Gutschriften   -     -     -     (439 )   -     -  
$ 9.010   $ 1.436   $ 10.248   $ 1.294   $ 12.054   $ 2.327  
 
 
Geographische Gebiete
(Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis
30. Juni 2015 31. März 2015 30. Juni 2014
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

  Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

  Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Nordamerika $ 2.361 $ 242 $ 3.222 $ 416 $ 3.888 $ 700
Lateinamerika 1.537 343 1.648 354 1.852 393
Europa/GUS/Afrika 2.413 513 2.538 532 3.268 723
Naher und Mittlerer Osten und Asien 2.575 740 2.703 774 2.966 826
Ausbuchungen und Sonstiges 124   (130 ) 137   (83 ) 80   (21 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.708 1.993 2.621
Konzern und Sonstiges - (199 ) - (192 ) - (216 )
Zinserträge(1) - 6 - 8 - 8
Zinsaufwendungen(1) - (79 ) - (76 ) - (86 )
Belastungen und Gutschriften   -     -     -     (439 )   -     -  
$ 9.010   $ 1.436   $ 10.248   $ 1.294   $ 12.054   $ 2.327  
(1)   Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geographischen Gebiete enthalten sind.
 
Produktgruppen
(Angaben in Millionen)
  Sechsmonatszeitraum zum
30. Juni 2015     30. Juni 2014
Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

  Umsatz    

Gewinn
vor
Steuern

Reservoircharakterisierung $ 4.977 $ 1.297 $ 6.214 $ 1.726
Bohrungen 7.474 1.475 8.984 1.862
Förderung 6.870 946 8.193 1.433
Ausbuchungen und Sonstiges (63 )   (17 ) (97 )   (32 )
Betriebsergebnis vor Steuern 3.701 4.989
Konzern und Sonstiges - (390 ) - (417 )
Zinserträge(1) - 14 - 15
Zinsaufwendungen(1) - (156 ) - (183 )
Belastungen und Gutschriften   -     (439 )   -     -  
$ 19.258   $ 2.730   $ 23.294   $ 4.404  
 
 
Geographische Gebiete
(Angaben in Millionen)
Sechsmonatszeitraum zum
30. Juni 2015 30. Juni 2014
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

  Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Nordamerika $ 5.584 $ 658 $ 7.572 $ 1.383
Lateinamerika 3.184 697 3.610 764
Europa/GUS/Afrika 4.951 1.046 6.149 1.308
Naher und Mittlerer Osten und Asien 5.278 1.514 5.811 1.575
Ausbuchungen und Sonstiges 261   (214 ) 152   (41 )
Betriebsergebnis vor Steuern 3.701 4.989
Konzern und Sonstiges - (390 ) - (417 )
Zinserträge(1) - 14 - 15
Zinsaufwendungen(1) - (156 ) - (183 )
Belastungen und Gutschriften   -     (439 )   -     -  
$ 19.258   $ 2.730   $ 23.294   $ 4.404  
(1)   Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geographischen Gebiete enthalten sind.

Ergänzende Informationen

 

1)

Wie ist ein Rückgang der operativen Marge definiert?

Der Rückgang der operativen Marge entspricht dem Verhältnis der Änderung des Betriebsergebnisses vor Steuern zur Änderung des Umsatzes.
 

2)

Wie hoch war die operative Marge vor Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge im zweiten Quartal 2015?

Die Umsatzrendite vor Steuern betrug 19,0 Prozent, und die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 30 Prozent. Im Quartalsvergleich betrug die Abnahme der operativen Marge 23 Prozent.
 

3)

Wie hoch war die Umsatzrendite vor Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge in der ersten Jahreshälfte 2015?

Die Umsatzrendite vor Steuern betrug 19,2 Prozent, und die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 32 Prozent.
 

4)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im zweiten Quartal 2015?

Der freie Cashflow, inklusive Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 210 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 132 Prozent im zweiten Quartal 2015.
 

5)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften in der ersten Jahreshälfte 2015?

Der freie Cashflow, inklusive Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 455 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 98 Prozent im ersten Quartal 2015.
 

6)

Was sind die Erwartungen für Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2015?

Schlumberger erwartet für 2015 Investitionskosten (mit Ausnahme von Multiclient- und SPM-Anlagen) in Höhe von 2,5 Milliarden US-Dollar.
 

7)

Was war in „Zinsen und sonstige Erträge” für das zweite Quartal 2015 enthalten?

Die „Zinsen und sonstigen Erträge” für das zweite Quartal 2015 beliefen sich auf 47 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 35 Millionen US-Dollar und Zinserträgen in Höhe von 12 Millionen US-Dollar zusammen.
 

8)

Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das zweite Quartal 2015 auszuweisen?

Die Zinserträge in Höhe von 12 Millionen US-Dollar sanken gegenüber dem Vorquartal um eine Million US-Dollar. Die Zinsaufwendungen waren mit 86 Millionen US-Dollar um vier Millionen US-Dollar niedriger als im Vorquartal.

 

9)

Was ist der Unterschied zwischen dem „Betriebsergebnis vor Steuern” und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern?

Der Unterschied besteht in Posten, die sich auf den Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten sowie gewisse zentral verwaltete Initiativen.
 

10)

Wie hoch war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften für das zweite Quartal 2015?

Der ETR für das zweite Quartal 2015 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 21,1 Prozent, was im Vergleich zu 20,9 Prozent ohne Belastungen und Gutschriften im ersten Quartal 2015 steht. Im zweiten Quartal 2015 sind weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.

 

 

Der effektive Steuersatz für das erste Quartal 2015 einschließlich Belastungen und Gutschriften betrug 23,6 Prozent.

 

11)

Wie viele Stammaktien waren zum 30. Juni 2015 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber dem Ende des letzten Quartals?

Zum 30. Juni 2015 waren 1,265 Milliarden Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 31. März 2015 bis zum 30. Juni 2015.

          (Angaben in Millionen)
Ausgegebene Aktien zum 31. März 2015   1.270
An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien 1
Übertragung von Belegschaftsaktien -
Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien -
Aktienrückkaufprogramm (6 )
Zum 30. Juni 2015 im Umlauf befindliche Aktien 1.265  

12)

 

Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien während des zweiten Quartals 2015 und im ersten Quartal 2015, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien bei voller Verwässerung abgeglichen?

Das gewichtete Mittel ausstehender Aktien während des zweiten Quartals 2015 und des ersten Quartals 2015 betrug 1,280 beziehungsweise 1,285 Milliarden. Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung.

            (Angaben in Millionen)

Zweites Quartal 2014
2015

   

Erstes Quartal
2015

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien 1.269     1.276
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen 7 5
Gesperrte Belegschaftsaktien 4     4
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.280     1.285

13)

 

Wie hoch waren die Multiclient-Verkäufe im zweiten Quartal 2015?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im zweiten Quartal 2015 auf 84 Millionen US-Dollar und im ersten Quartal 2015 auf 53 Millionen US-Dollar.

 

14)

Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des zweiten Quartals 2015?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des zweiten Quartals 2015 betrug 514 Millionen US-Dollar. Zum Ende des ersten Quartals 2015 betrug er 604 Millionen US-Dollar.

 

15)

Worauf beziehen sich die verschiedenen Belastungen, die Schlumberger im ersten Quartal 2015 verzeichnet hat?

 

Stellenabbau:

Infolge des starken Rückgangs der Aktivitäten in Nordamerika in Verbindung mit den Auswirkungen der verringerten internationalen Aktivitäten aufgrund von Budgetkürzungen bei unseren Kunden, die sich aus niedrigeren Ölpreisen ergaben, hat Schlumberger seine Belegschaft um etwa weitere 11.000 Mitarbeiter reduziert. Schlumberger hat im ersten Quartal 2015 eine Abschreibung von 390 Millionen US-Dollar vor Steuern im Zusammenhang mit diesem Belegschaftsabbau sowie mit einem beanreizten Freistellungsprogramm vorgenommen.
 

Währungsabschreibung zu Venezuela:

Obwohl das maßgebliche Zahlungsmittel bei den Aktivitäten von Schlumberger in Venezuela der US-Dollar ist, wird ein Teil der Transaktionen in lokaler Währung bezeichnet. Ab dem 31. Dezember 2014 wendet Schlumberger bei der Neuberechnung von Transaktionen und Guthaben aus örtlicher Währung in US-Dollar den SICAD II-Wechselkurs von 50 venezolanischen Bolivar je US-Dollar an. Während des ersten Quartals 2015 hat die venezolanische Regierung den SICAD-II-Auktionsprozess durch ein SIMADI genanntes Devisenmarktsystem ersetzt. Der SIMADI-Wechselkurs betrug zum 31. März 2015 192 venezolanische Bolivar zum US-Dollar. Infolgedessen hat Schlumberger eine Abwertungsabschreibung von 49 Millionen US-Dollar im ersten Quartal 2015 verbucht.
 

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationen für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie weltweit. Mit etwa 108.000 Mitarbeitern aus über 140 verschiedenen Nationen, die in mehr als 85 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und Dienstleistungspalette, von der Exploration bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag, und hat im Jahr 2014 einen Umsatz in Höhe von 48,58 Milliarden US-Dollar ausgewiesen. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

* Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

Fußnoten

Schlumberger veranstaltet am Freitag, den 17. Juli 2015 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognose. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr (US Central Time), das heißt um 9:00 Uhr (Eastern Time) und 15:00 Uhr MESZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 230-1059 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 234-9959 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call”. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 17. August 2015 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1-800-475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1-320-365-3844 für Anrufe außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 358215 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören angeboten. Bitte loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz anzumelden. Ebenfalls steht Ihnen auf derselben Website bis zum 30. September 2015 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.

Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte die folgenden Personen:

Simon Farrant – Schlumberger Limited, Vice President of Investor Relations
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, Manager of Investor Relations

Büro +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

Dieser Ergebnisbericht für das zweite Quartal 2015 und die Ergänzenden Informationen (Supplemental Information), sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, erhöhte Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen Gebieten in den einzelnen Segmenten), Öl- und Erdgasnachfrage und die Steigerung der Förderung, Preise von Öl und Erdgas, Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien, Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie, Geschäftsstrategien der Schlumberger-Kunden, Erfolg der Schlumberger Joint Ventures und Zusammenschlüsse, die zukünftige globale Wirtschaftslage, sowie zukünftige Ergebnisse des operativen Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten, unter anderem: die Weltwirtschaftslage, Veränderungen der Ausgaben für die Exploration und Förderung bei den Kunden von Schlumberger, Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl- und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Gegebenheiten in entscheidenden Regionen der Welt, unter anderem in Russland und in der Ukraine, Preiserosionen, Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Verzögerungen, Förderungsrückgänge, Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Öl- und -Gas-Exploration offshore, radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz. Hinzu kommen eine mögliche Nichterfüllung technischer Vorgaben zur Exploration und sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das zweite Quartal 2015 und den Ergänzenden Informationen, unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K und anderen Einreichungen bei der Wertpapierbehörde der USA (Securities und Exchange Commission) aufgeführt sind. Falls eines oder mehrere dieser Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht und lehnt jegliche Verpflichtung zur Revision oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten ab.

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Source(s) : Schlumberger Limited