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Schlumberger Ltd. gibt Ergebnisse das 1. Quartal 2014 bekannt

23.04.2014 | 16:15 Uhr | Business Wire
Schlumberger Ltd. (NYSE: SLB) gab heute einen Umsatz von 11,24 Mrd. USD für das erste Quartal 2014 bekannt. Zum Vergleich betrug der Umsatz 11,91 Mrd. USD im vierten Quartal 2013 und 10,57 Mrd. USD im ersten Quartal 2013.

Die auf Schlumberger entfallenden Einnahmen aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrugen 1,59 Mrd. USD – ein Rückgang um 11 Prozent gegenüber dem Vorquartal, aber eine Steigerung um 23 Prozent im Jahresvergleich. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrug 1,21 USD gegenüber 1,35 USD im Vorquartal und 0,97 USD im ersten Quartal 2013.

Schlumberger verzeichnete im vierten Quartal 2013 Belastungen in Höhe von 0,09 USD pro Aktie und von 0,07 USD pro Aktie im vierten Quartal 2013. Schlumberger erfasste im ersten Quartal 2014 weder Belastungen noch Gutschriften.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services sank mit 11,24 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 6 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 6 Prozent. Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das Segment Oilfield Services sanken mit 2,37 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 9 Prozent, stiegen im Vergleich zum Vorjahr jedoch um 21 Prozent.

Der CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard, sagte dazu: „Ein wachsender Absatz bei neuen Technologien und die Erweiterung der Integrationstätigkeit waren trotz des harten Winterklimas, das sich auf die Tätigkeiten in Russland, China und Nordamerika auswirkte, förderlich für unsere Ergebnisse im ersten Quartal. Während bei den sequentiellen Ergebnissen nach starken Zahlen zum Jahresende die übliche Abnahme bei den Produkt-, Software- und Multiclient-Lizenzverkäufen zu beobachten war, wurde unser solides Wachstum zum Jahresende von den Gebieten Naher und Mittlerer Osten und Asien sowie Nordamerika angeführt, obwohl alle geographischen Räume von einem stärker werdenden Fokus auf betriebliche Exzellenz und Effizienz profitierten.

International wurden die Ergebnisse von weiterem Wachstum bei zentralen Märkten in Saudi-Arabien, den Vereinigten Arabischen Emiraten und der australischen Tiefsee angeführt, sowie durch starke Leistungen in Subsahara-Afrika, Projektarbeit in Ecuador und aktienbezogene Aktivität in Argentinien. Die Landaktivität in Nordamerika war angesichts gestiegener Serviceintensität, von Zugewinnen bei den Marktanteilen sowie aufgrund der Übernahme neuer Technologien trotz Gegenwind durch das Winterklima und Kampfpreisen bei Druckpumpen stabil. Der Bereich Offshore Nordamerika ging bei Betriebsverzögerungen und erweiterten Workover-Aktivitäten leicht zurück.

Hinsichtlich der Preisgebung konnten wir wenige Änderungen bei den allgemeinen Trends beobachten, aber neue Technologien zu Spitzenpreisen durchdrangen weiterhin den Markt und trugen, insbesondere in Verbindung mit der erstklassigen Servicequalität, zu den Ergebnissen der Umsatzrendite bei. Unsere Gesamtleistung in diesem Bereich wurde weiter von unserem Firmenbereich für Technologie, Fertigung und Wartung unterstützt, die weiterhin neue und innovative Produkte für die von uns ausgeführten Tätigkeiten mit starker unmittelbar umsetzbarer Leistung liefert.

Die Grundlagen der Erholung der globalen Wirtschaftslage bleiben trotz des ungewöhnlich harten Winterklimas in Teilen der nördlichen Hemisphäre, einiger Anzeichen von Verlangsamung beim Wachstum in China und der ungeklärten Situation in der Ukraine intakt. Diese Faktoren sind jedoch wahrscheinlich von vorübergehender Art, und die Lage auf den Ölmärkten ist weiterhin angespannter als einmal angenommen. Gründe für diese Anspannung sind starke Trends bei der Nachfrage, niedrigere Zahlen bei ungenutzten Kapazitäten und ein Rückgang der OECD-Aktien. Das Angebot steigt in Nordamerika weiterhin, während andere Gebiete sich schwer tun, ihre Förderungsziele zu erreichen. In den USA wurden die Trends beim Erdgas durch die Temperaturen angekurbelt, aber es wird davon ausgegangen, dass sich Angebot und Nachfrage in den kommenden Monaten normalisieren werden.

Infolgedessen denken wir weiterhin, dass sich die Ausgaben unserer Kunden im Zusammenhang mit Bohrungen 2014 um 6 Prozent erhöhen können, und dass die Wachstumsraten bei den Ausgaben relativ gleichmäßig zwischen dem internationalen und dem nordamerikanischen Markt, angetrieben vom unabhängigen und nationalen Ölunternehmen, aufgeteilt werden. Wir bleiben daher positiv bezüglich des kommenden Jahres, da wir über eine breite geographische Präsenz, ein ausgewogenes Technologieportfolio und eine flexible Organisation verfügen, die uns sowohl vor potenziellen Störungen des Marktes schützt als auch die Möglichkeit gibt, Kapital aus Marktchancen zu schlagen.“


Sonstige Ereignisse

- In diesem Quartal kaufte Schlumberger 9,96 Mio. Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 90,31 USD für insgesamt 899 Mio. USD zurück.

- Am 13. März 2014 gab Schlumberger bekannt, dass das Unternehmen eine Vereinbarung eingegangen ist, die verbleibenden Aktien von SES Holdings Limited („Saxon“), eines Anbieters internationaler Bohrdienstleistungen zu Land mit Sitz in Calgary, von First Reserve und bestimmten Mitgliedern der Unternehmensleitung von Saxon zu erwerben. Saxon betreibt momentan eine Flotte von 87 Plattformen (70 Bohr- und 17 Workover-Plattformen) in zehn Ländern und bietet Supportleistungen für weitere 35 Plattformen weltweit. Die Übernahme ist vorbehaltlich der üblichen Abschlussbedingungen, darunter der Erteilung der entsprechenden behördlichen Genehmigungen.


Oilfield Services

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 11,24 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 6 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 6 Prozent. Aufgeschlüsselt nach geographischen Kriterien stieg der Umsatz international mit 7,48 Mrd. USD im Vergleich zum Vorjahr um 322 Mio. USD bzw. 5 Prozent an, während der Umsatz in Nordamerika mit 3,68 Mrd. USD im Vergleich um 394 Mio. USD bzw. 12 Prozent anstieg. Die saisonal starken Produkt-, Software- und Multiclient-Umsätze, die im vierten Quartal 2013 verzeichnet wurden, waren für fast die Hälfte des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal verantwortlich. Der Rest des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal erfolgte aufgrund jahreszeitlich bedingter Geschäftsabschwünge wegen des Wetters in Russland und China, aufgrund der Durchführung seismischer Untersuchungen im Meer in Brasilien, Norwegen, Malaysia und dem Kaspischen Meer sowie aufgrund von Vertrags- und Betriebsverzögerungen in Brasilien und Mexiko. Diese sequentiellen Auswirkungen wurden jedoch teilweise durch starke Aktivitäten mit Druckpumpen im US-amerikanischen und kanadischen Inland, die teilweise durch hartes Winterklima gebremst wurden, aufgewogen.

Angesichts der erheblichen Auswirkungen am Jahresende und der Jahreszeiten auf die sequenziellen Ergebnisse wird der Schwerpunkt in den folgenden Abschnitten, sofern nicht anders angegeben, auf den Jahresvergleich gelegt.

Die Umsätze im Gebiet Nordamerika in Höhe von 3,68 Mrd. USD stiegen um 12 Prozent. Obwohl die Aktivitäten im Inland zeitweise durch das harte Winterklima unterbrochen wurden, wurden die insgesamt stabilen Ergebnisse durch erhöhte Serviceintensität, Zugewinne bei den Marktanteilen und die Übernahme neuer Technologien auf dem Druckpumpenmarkt angetrieben, auf dem weiterhin Kampfpreise herrschten. Die Umsätze im Inland stiegen ebenfalls aufgrund des expandierenden Geschäfts mit Fördersystemen. Im Bereich Offshore in Nordamerika gab es einen marginalen Rückgang aufgrund von Betriebsverzögerungen und gestiegenen Workover-Aktivitäten.

Die internationalen Umsätze stiegen um 5 Prozent, angeführt vom Gebiet Naher und Mittlerer Osten und Asien mit Umsätzen von 2,84 Mrd. USD, die um 19 Prozent angestiegen sind. Dieser Anstieg resultiert hauptsächlich aus starken Aktivitäten in Saudi-Arabien und den Vereinigten Arabischen Emiraten, stabiler Bohraktivitäten und der Integration neuer Technologien in Südostasien und der australischen Tiefsee. Die Umsätze im Gebiet Europa/GUS/Afrika von 2,88 Mrd. USD stiegen um 1 Prozent, angeführt vom GeoMarket im zentralen Westafrika mit einer starken Erschließungs- und Explorationsaktivität sowie von Norwegen aufgrund von Zugewinnen bei den Marktanteilen bei den Bohrdienstleistungen. Die Umsätze der Regionen Russland und Zentralasien stiegen nur leicht, da die wachsende Aktivität in der Arktis und dem Kaspischen Meer durch Störungen aufgrund des harten Winters und der Auswirkungen eines schwächeren Rubels aufgewogen wurde. Der Umsatz der Region im vierten Quartal spiegelt das Fehlen der Ergebnisse des Framo-Unterwassergeschäfts wider, das am Ende des zweiten Quartals 2013 dem Joint Venture OneSubsea™ übertragen wurde. Unter Ausschluss des Effekts dieses Geschäftstransfers stieg der Umsatz in der Region Europa/GUS/Afrika um 3 Prozent. Die Umsätze im Gebiet Lateinamerika von 1,76 Mrd. USD sanken um 8 Prozent, hauptsächlich aufgrund deutlich geringerer Aktivität und niedrigerer Preise in Brasilien in Verbindung mit einer geringeren Anzahl von Plattformen in Mexiko aufgrund der Budgetausgaben. Diese Auswirkungen wurden jedoch teilweise durch vermehrte Arbeiten beim Shushufindi-Projekt des Schlumberger Project Management (SPM) in Ecuador sowie durch starke Aktivität im Schiefergebiet Vaca Muerta in Argentinien aufgewogen.

Nach Segment stieg der Umsatz der Reservoir Characterization Group (Reservoircharakterisierungsgruppe) mit 2,85 Mrd. USD um 51 Mio. USD bzw. 2 Prozent, angeführt durch Wireline und Testing Services aufgrund verbesserter Offshore-Explorationsaktivitäten und durch Schlumberger Information Solutions (SIS) aufgrund höherer Softwareumsätze in sämtlichen internationalen Bereichen. WesternGeco ging aufgrund geringerer Nutzung der Schiffsflotte und gesunkener Multiclient-Absätze zurück. Die Umsätze der Drilling Group von 4,33 Mrd. USD stiegen um 269 Mio. USD oder 7 Prozent, angeführt von einer stabilen Nachfrage nach Bohrungen sowie Messungen und M-I-SWACO-Technologien in Saudi-Arabien, Australien und der Region Südostasien. Die Umsätze der Förderungsgruppe von 4,12 Mrd. USD stiegen um 357 Mio. USD oder 10 Prozent, wobei Druckpumpentechnologien von Well Services in Nordamerika und erhöhte SPM-Aktivität ein zweistelliges Wachstum verbuchen konnten.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das erste Quartal sanken mit 2,37 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 9 Prozent, stiegen jedoch im Jahresvergleich um 21 Prozent. International stiegen die Betriebseinnahmen vor Steuern mit 1,71 Mrd. USD im Jahresvergleich um 278 Mio. USD bzw. 20 Prozent, während die Betriebseinnahmen vor Steuern in Nordamerika mit 683 Mio. USD im Jahresvergleich um 56 Mio. USD bzw. 9 Prozent stiegen.

Im Vergleich zum Vorjahresquartal sank die Umsatzrendite vor Steuern aufgrund von Effekten der Faktoren Jahresende und Jahreszeit um 80 Basispunkte (bps) auf 21,1 Prozent ab. Die Margenverwässerung des ersten Quartals aufgrund typischer Effekte der Faktoren Jahresende und Winter betrug 127 bps. Der internationale Gewinn ging um 73 bps auf 22,8 Prozent zurück, während der Gewinn für Nordamerika um 107 bps zurückging, um sich bei 18,5 Prozent einzupendeln.

Die Umsatzrendite vor Steuern erhöhte sich im Vergleich zum Vorjahr um 248 bps, während die internationale Umsatzrendite vor Steuern um 286 bps stieg und im Gegensatz dazu die Umsatzrendite vor Steuern in Nordamerika um 53 bps sank. Der Nahe Osten und Asien verzeichneten im Jahresvergleich eine Verbesserung der Marge um 349 bps auf 26,3 Prozent, in Europa/GUS/Afrika stieg sie um 253 bps auf 20,3 Prozent, und Lateinamerika verbesserte sich um 160 bps auf 21,1 Prozent. Der leichte Rückgang bei der Marge in Nordamerika lässt sich vor allem auf eine Preisschwäche auf dem Land bei Druckpumpentechnologien von Well Services und Verzögerungen bei Offshore-Bohrungen im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko zurückführen. Die stabile Ausdehnung der internationalen Marge erfolgte aufgrund der Übernahme neuer Technologie, der starken Konzentration auf Kosten- und Ressourcenmanagement und des stetigen Beitrags integrationsbezogener Aktivitäten zur Zunahme der Marge.

Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Umsatzrendite vor Steuern der Reservoir Characterization Group nach Segment aufgrund verbesserter Profitabilität von Wireline und Testing Services und verbesserter SIS-Softwareumsätze um 129 bps auf 27,3 Prozent, während die Umsatzrendite vor Steuern der Drilling Group durch erhöhte Integration von Technologien, höhere vom Bereich Bohrungen und Messungen verbuchte Margen sowie verbesserte Profitabilität der Projektaktivität beim Integrierten Projektmanagement (IPM) um 249 bps auf 20,3 Prozent stieg. Die Umsatzrendite vor Steuern der Förderungsgruppe stieg hauptsächlich aufgrund verbesserter Kosteneffizienzen sowie der Umsätze durch neue Technologien bei Well Services und Durchführungen um 313 bps auf 17,9 Prozent, obwohl dieser Effekt teilweise durch Preise von Vertragsverlängerungen aufgewogen wurde.

Die Gesamtergebnisse von Schlumberger während des ersten Quartals waren von einer Reihe technischer Höhepunkte geprägt, die durch Effizienz, Zuverlässigkeit und Serviceintegration möglich wurden.

In China wurden Technologien der Drilling Group für ConocoPhillips China eingesetzt, um die Bohreffizienz zu verbessern und zuverlässige Messungen des Reservoirdrucks in einem Offshore-Bohrloch im Ölfeld Peng Lai 19-3 in der Bohai Bay zu erhalten. Die Kombination der steuerbaren Rotationstechnologien Drilling & Measurements PowerDrive Xceed* und PowerDrive vorteX* mit dem Kommunikationssystem C-Link IMAG ermöglichte eine präzise Kontrolle der Anlagenverlaufskontrolle, eine erhöhte Durchdringungsrate (ROP) und eine verbesserte Bohrlochreinigung. Außerdem wurde das wasserbasierte Hochleistungs-Flüssigkeitssystem M-I SWACO ULTRADRIL* eingesetzt, um die Schieferstabilität und ROP zu verbessern. Dadurch konnte die Gesamtbohreffizienz weiter erhöht werden. Infolgedessen konnten sowohl für 12 1/4-Zoll- als auch 8 1/2-Zoll-Abschnitte Rekord-ROPs erzielt werden, durch die eine Gesamtverbesserung um 22 Prozent gegenüber dem letzten Rekord erreicht werden konnte. Ebenfalls im 8 1/2-Zoll-Abschnitt sicherte die Technologie für Formationsdruck mit gleichzeitigem Bohren StethoScope* Druckmessungen in Echtzeit, um Tendenzen beim Porendruck im Reservoir vorherzusagen. Insgesamt bot diese Kombination von Schlumberger-Technologien dem Kunden eine verbesserte Formationsbewertung, eine qualitativ hochwertige Abwicklung ohne Ausfallzeiten und AFE-Gesamteinsparungen von vier Tagen.

In Mexiko konnte Schlumberger mit Pemex drei integrierte Projektverträge über mehrere Jahre mit einem Gesamtvolumen von über 1,9 Mrd. USD abschließen, und so beim kürzlich durchgeführten Mega Tender das größte kombinierte Auftragsvolumen für sich gewinnen. Schlumberger ist der einzige Serviceanbieter, der sich für jedes Projekt einen Vertrag gesichert hat. Dabei handelt es sich etwa um die laufende integrierte Projektaktivität in der Region Süd, und der fortgesetzte Aktivität in der Region Pemex Nord. Der Preis basierte auf Handelsbedingungen, QHSE und der dokumentierten Erfolgsgeschichte von Schlumberger in Mexiko in den tiefgelegenen, komplexen Anlagen im Süden sowie auf effizienten Bohrverfahren und dazugehörigen Dienstleistungen bei früheren Projekten. Außerdem hat Schlumberger mit der Umsetzung eines Vertrags für integrierte Dienstleistungen in der Tiefsee vor der mexikanischen Küste im Wert von 240 Mio. USD begonnen. Das erste Tiefseebohrloch nach diesem Vertrag wurde im März 2014 in Betrieb genommen.

In Norwegen hat Schlumberger einen Vertrag für integrierte Dienstleistungen im Anlagenbau von Det norske oljeselskap ASA für Erkundungsbohrungen und Erschließung des Ivar-Aasen-Ölfeldes im nördlichen Teil der Nordsee westlich des Johan-Sverdrup-Ölfeldes erhalten. Der Fünfjahresvertrag mit zwei optionalen Zeiträumen von jeweils einem Jahr umfasst die Bereitstellung des vollständigen Angebots von Baudienstleistungen für Bohrlöcher von der Erkundung bis zur Erschließung. Diese Verleihung basierte auf der vollständig integrierten technischen Lösung, die Schlumberger hinsichtlich technischer und finanzieller Ergebnisse angeboten hat, mit dem Ziel, einen sicheren und effizienten Betrieb zu ermöglichen. Schlumberger wird auch integral beim Anlagenbau und Dienstleistungen beim Vertrag wirken, die potenziellen Zugewinne durch technische Innovationen, Zuverlässigkeit und effiziente Verfahren maximieren.

Vor der thailändischen Küste führte Schlumberger eine in der Branche erstmalige seismische Untersuchung mit gleichzeitigem Bohren für Salamander Energy durch. Die Technologie Drilling & Measurements seismicVISION* für seismische Untersuchungen mit gleichzeitigem Bohren wurde bei einer seismischen Walkabove-Untersuchung verwendet, um Geschwindigkeitsinformationen und seismische Abbildungen in Echtzeit zu erhalten. Eine Kombination von Wireline-Q-Borehole*-integrierter Bohrloch-Seismiktechnologie, der seismischen Navigations- und Positionierungstechnologie SWINGS* und der Schallquellentechnologien WesternGeco TRISOR* wurde mit ferngesteuerten Schüssen von der Bohrplattform aus eingesetzt. Dabei wurde Radiotechnologie genutzt, um die Schüsse auszulösen und Daten von der Quelle auf dem Boot zu übertragen. Insgesamt wurden 53 seismische Grade in Echtzeit hintereinander verwendet, um die Umwandlung Zeit-Tiefe zu aktualisieren, sodass die Bohrspitze auf der seismischen Karte platziert werden konnte. Außerdem erbrachten gespeicherte Daten über 100 seismische Grade hintereinander für die endgültigen seismischen Abbildungen. Die Schlumberger-Technologien boten operative Effizienz und halfen dem Betreiber bei der Reduzierung von Unsicherheiten beim Bohren, was ein erfolgreiches Bohren des Loches bis zur geplanten Gesamttiefe ermöglichte.

In Russland führte PetroStim, ein Schlumberger-Unternehmen, eine Kartierung für Fracking mit Microseismic Services StimMAP* für eine große russische Ölgesellschaft in Westsibirien durch. Vier Stufen des Fracking wurden in einem Bohrloch für horizontale Bearbeitung durchgeführt und von einer nahegelegenen Beobachtungsplattform überwacht, wobei die vielseitige Technologie für seismische Abbildungen Wireline VSI* mit Dreikomponenten-Untertagesensoren zum Einsatz kam. Die Richtungen für das Risswachstum wurden trotz geringer Formationsdurchlässigkeit und reduzierter Pumpfrequenzen für alle Stufen klar festgestellt. Insgesamt konnten über 400 mikroseismische Ereignisse mit der für eine gute mikroseismische Interpretation erforderlichen statistischen Sicherheit festgestellt werden, sodass der Kunde Unsicherheiten bei der Planung von Bohrungen und der Erschließung des Ölfeldes reduzieren und potenziell deutlich Kosten einsparen konnte.


Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 2,85 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 14 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 2 Prozent. Der Rückgang gegenüber dem Vorquartal ist hauptsächlich auf geringere Multiclient-Umsätze bei WesternGeco und Software-Umsätze bei SIS im Anschluss an die Spitzenwerte zum Jahresende zurückzuführen. Der Umsatzwachstum gegenüber dem Vorjahr konnte durch Wireline und Testing Services mit einem starken Geschäft bei Offshore-Erkundungen und von SIS durch höhere Softwareumsätze in sämtlichen internationalen Gebieten erreicht werden. WesternGeco musste jedoch aufgrund einer geringeren Nutzung der Schiffsflotte und reduzierter Multiclient-Umsätze Rückgänge verbuchen.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 779 Mio. USD im Vergleich zum Vorquartal um 24 Prozent niedriger, im Jahresvergleich aber 7 Prozent höher. Der sequenzielle Rückgang der Umsatzrendite vor Steuern von 27,3 Prozent um 384 bps lässt sich auf die jahreszeitlich bedingt schwächeren Umsätze mit Multiclient-Daten von WesternGeco und SIS-Software zurückführen. Im Jahresvergleich stieg die Umsatzrendite vor Steuern aufgrund verbesserter Profitabilität bei Wireline und höheren Umsätzen bei SIS-Software um 129 bps.

Eine Reihe entscheidender technischer Erfolge und neu gewonnene Verträge trugen zu den Ergebnissen der Reservoir Characterization Group im ersten Quartal bei.

In Norwegen hat die Statoil Petroleum AS als Betreiber im Namen einer Partnergruppe von 33 Öl- und Gasunternehmen ein großes gemeinsames Projekt zu Seismik und Datenverarbeitung an WesternGeco vergeben, das aus drei 3D-Erhebungen besteht, die insgesamt etwa 8.000 km² in der südöstlichen Barentssee auf dem norwegischen Festlandsockel (NCS) abdecken. Dies ist das erste neue Gebiet, das seit 1994 auf dem NCS eröffnet wird. Bei dem Projekt mit mehreren Schiffen wird die Sliding-Notch-Broadband-Erfassungs- und -Bildgebungstechnologie ObliQ* genutzt werden, wobei Daten auch an Bord der Schiffe verarbeitet werden sollen.

In der Nordsee hat BP in der Nordseesaison 2014-2015 einen Vertrag über mehrere Projekte für die Streamer-Übernahme an WesternGeco vergeben. Diese Projekte umfassen u. a. eine 4D-Monitorerhebung über 220 km² mit Undershooting im Tambar-Feld in Norwegen gehört, gefolgt von einer 3D-Erhebung über 1.000 km² westlich der Shetland-Inseln. Mit dem Undershooting können Daten unterhalb von Hindernissen wie Förderungsanlagen erfasst werden. Diese Vergabe folgt auf einen früheren Vertrag, der 2013 abgeschlossen wurde und eine Option einer Verlängerung bis 2016 enthält.



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