In Norwegen vergab Statoil Petroleum AS einen IDS-Vertrag für die Bohrkampagne im Sleipner-Gebiet im norwegischen Teil der Nordsee an Schlumberger. Zu dem Vertrag gehört eine innovative Struktur für Leistungsanreize, mit der die Interessen von Betreiber und Serviceanbieter besser aufeinander abgestimmt werden. Dazu gehören die Bereitstellung von Services von Drilling & Measurements, Well Services und M-I SWACO für zwei Bohrungen und eine optionale Bohrung. Die Tätigkeiten werden voraussichtlich im Mai 2017 aufgenommen.
In Katar vergab die RasGas Company Limited einen Fünfjahresvertrag mit fünf optionalen Einjahresverlängerungen an Schlumberger, in dessen Rahmen eine umfangreiche Kombination von Bohrtechnologien für bis zu 70 Bohrungen im North-Feld bereitgestellt wird. Teil des Vertrags sind zum Beispiel ein MicroScope*-Service von Drilling & Measurements für Resistivität und Bildgebung während des Bohrens, die abnutzungsresistente und höchst belastungsfähige PDC-Cutter-Technologie FireStorm* von Bits & Drilling Tools, der instrumentierte Wireline-Interventionsservice ReSOLVE* von Wireline, der Schiefer-Inhibitor HydraHib von M-I SWACO sowie die moderne Glasfasertechnologie für Verlustkontrolle CemNET und die Stimulationsservices OpenPath von Well Services. Das North-Feld ist das größte reine Erdgasfeld der Welt und enthält rund 10 % der weltweit bekannten Reserven.
Vor der Küste Aserbaidschans nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für die State Oil Company of Azerbaijan (SOCAR) bei der Durchführung einer anspruchsvollen J-förmigen Bohrung im Bulla-Deniz-Feld. Teil des komplexen Plans war es nicht nur, die anspruchsvolle Lithologie zu meistern, durch die der Bohrfortschritt (Rate of Penetration, ROP) auf bis zu 3,1 Fuß pro Stunde verlangsamt wird, sondern auch, gleichzeitig einen 7218 Fuß langen Abschnitt des Bohrlochs zu bohren und zu vergrößern. Zu der Kombination von Technologien gehörten die steuerbare Rotary-Technologie PowerDrive X6* mit dem für Array-Resistivität kompensierten Service arcVISION*, der Service TeleScope* für Hochgeschwindigkeitstelemetrie während des Bohrvorgangs sowie ein hydraulisch expandierbarer Bohrlochräumer Rhino* XS. Der Kunde konnte durch Erreichen der Bohrziele in 39 statt der ursprünglich eingeplanten 79 Tage ohne jegliche unproduktive Zeit 14,4 Mio. USD einsparen.
Im Westen von Texas nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für Parsley Energy, um die Bohrleistung bei langen seitlichen Bohrungen im Midland- und im Delaware-Becken zu erhöhen. Bei der Durchführung von 80 Bohrungen in den vergangenen zwölf Monaten trugen die steuerbaren Rotary-Systeme PowerDrive Orbit* und die Hochleistungsbohrmotoren DynaForce* zur Senkung der durchschnittlichen Anzahl von Tagen für die Durchführung einer Bohrung um 17 % im Vergleich zum Vorjahr bei. Der Kunde konnte die durchschnittlichen Gesamtbohrkosten pro lateralen Fuß um 30 % reduzieren.
Auf dem nordamerikanischen Festland nutzte Bits & Drilling Tools die Bohrspitzentechnologie AxeBlade* mit gezahnten Diamantelementen, um den ROP in den obersten Sanden vor Erreichen der Marcellus-Formation zu verbessern. Infolgedessen konnte der Kunde im Jahr 2016 aufgrund einer Reduzierung der Bohrzeit um 13 Stunden pro Bohrung rund 500.000 USD einsparen.
Vor der Küste Mexikos nutzte die Drilling Group bei einer anspruchsvollen horizontalen Bohrung im seichten Wasser des Yaxche-Feldes eine Kombination von Technologien für Pemex. Mit dem Service GeoSphere* von Drilling & Measurements für Reservoirkartierung während des Bohrvorgangs konnten die vertikale Tiefe des oberen Teils des Reservoirs von 18 m vor Erreichen des Reservoirs erfasst und die Bohrung wie geplant vorgenommen werden. Außerdem wurde der Service PeriScope HD* für die Erfassung mehrschichtiger Lagergrenzen genutzt, um zur Reduzierung von Unklarheiten im Reservoir beizutragen. Der Kunde erzielte eine endgültige Förderrate von 4600 bbl/d, was 2100 bbl/d über den Erwartungen lag.
Ebenfalls vor der Küste Mexikos und für Pemex stellte Bits & Drilling Tools bei einer Explorationsbohrung in seichtem Wasser die Technologie Direct XCD* mit bohrfähigen Leichtmetallrohren vor. Diese Bohrung war die weltweit erste mit 30-Zoll-Rohrverlegung während des Bohrvorgangs. Der Kunde konnte die Bohrzeit im Vergleich zu konventionellen Bohrtätigkeiten in der Region um 1,3 Tage reduzieren.
Production Group
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
Die Umsätze der Production Group in Höhe von 2,2 Mrd. USD, wovon 66 % von den internationalen Märkten stammten, nahmen gegenüber dem Vorquartal um 1 % ab, da starke Aktivitäten im Bereich Hydraulic Fracturing und Preiserholungen auf dem nordamerikanischen Festland durch geringere Umsätze bei SPM-Projekten in Ecuador, reduzierte Aktivitäten bei Bohrungen und Hydraulic Fracturing auf dem Festland im Nahen und Mittleren Osten sowie geringere Produktverkäufe des Bereichs Completions aufgewogen wurden.
Die operative Marge vor Steuern in Höhe von 5 % nahm gegenüber dem Vorquartal um 78 bps ab. In Nordamerika konnte der Geschäftsbereich mit Druckpumpen auf dem Festland starke Zunahmen der Marge gegenüber dem Vorquartal um mehr als 60 % ausweisen. Während gesteigerte Aktivitäten und Preiserholungen auf dem nordamerikanischen Festland zu einer Margenausweitung für die Gruppe beitrugen, wurde dies durch eine Schrumpfung der Margen aufgrund geringerer SPM-Umsätze mehr als aufgewogen.
Die Ergebnisse der Production Group profitierten von IPS mit Leistungen in den Bereichen Projektmanagement, Konstruktionstechnik und Kapazitäten zur technischen Optimierung. Die Ergebnisse der Gruppe wurden außerdem durch neue Technologiebereitstellungen, Transformationsinitiativen und eine Auftragsvergabe verbessert.
Im Süden von Texas stellte IPS eine Kombination aus Technologien und Services für Lonestar Resources bereit, um die Ölförderung und Feldökonomie bei 18 Bohrungen im Schiefergebiet Eagle Ford Shale zu verbessern. IPS konnte Pläne für Bohrungen, Stimulation und Fertigstellungen in langen Seitenbohrungen optimieren, um die Stützmitteleinbettung in weicherem Gestein zu überwinden, die den Reservoirkontakt mit dem Bohrloch abklemmte, und um die Ausdehnung der Höhe von Frakturen hin zu einer nahen Verwerfung zu begrenzen. Zu diesen Technologien gehörten ThruBit*-Services für Aufzeichnungen durch die Bohrspitze, die Software Kinetix Shale* für reservoirzentrierte Stimulation bis hin zur Förderung sowie der Fracturing-Service Broadband Sequence*. Infolgedessen konnten in diesen Bohrungen im Vergleich zu Ausgleichsbohrungen in zwei anderen Feldern bis zu 86 % mehr Kohlenwasserstoff pro 1000 Fuß der Seitenbohrung gefördert werden.
Die Whiting Petroleum Corporation schloss kürzlich mit dem auflösbaren Plug-and-Perf-System Infinity* eine Kampagne aus 13 Bohrungen in North Dakota ab. Whiting plante die Aussetzung der Förderung aus zahlreichen Bohrungen in der Region, während Fracturing-Tätigkeiten und Reinigungsarbeiten nach dem Fracturing durchgeführt wurden. Mit dem Infinity-System konnten die Reinigungszeiten im Vergleich zu herkömmlichen Pfropftechnologien reduziert werden. Dies führte bei 13 Bohrungen zu merklichen Zeiteinsparungen und zur Wiederherstellung der vollen Fördertätigkeit in dem Feld.
In Kuwait nutzte Well Services die Stimulationsdienste von OpenPath* für die Kuwait Oil Company, um die Produktivität einer tiefen Bohrung im Fördergebiet North Kuwait wiederherzustellen. Die OpenPath-Services verbinden Stimulationsmodellierung mit einem System für Ablenkungen neben dem Bohrloch, wodurch Fracturing-Fluid-Optionen zur Maximierung von Bohrlochabdeckung und Reservoirkontakt optimiert werden konnten. Der Kunde erzielte eine Erhöhung der Gasförderung um das Sechsfache sowie eine Erhöhung der Ölförderung um das Doppelte. Dies entsprach den erwarteten Kapazitäten für diese Bohrung.
Im Irak nutzte Well Services eine Kombination von Technologien für BP Iraq N.V., um Herausforderungen bei einer Wasserinjektionsbohrung in einem Karbonatreservoir im Rumaila-Feld zu überwinden. Die Kombination aus einem aufpumpbaren CoilFLATE*-Packer für aufgerollte flexible Stahlrohre mit dem Instrument ACTive PTC* für Druck-, Temperatur- und Gehäusekragenerkennung in Echtzeit wurde bereitgestellt, um selektiv Zonen mit geringer Permeabilität zu stimulieren. Infolgedessen stieg die Wasserinjektivität auf 4600 bbl/d und ermöglichte dem Kunden eine zusätzliche Ölförderung von 3000 bbl/d.
In Kasachstan vergab die Karachaganak Petroleum Operating BV zwei Dreijahresverträge mit zwei Verlängerungen um je ein Jahr im Gesamtwert von 26 Mio. USD für die Bereitstellung von Coiled-Tubing- und Testing-Services an Schlumberger. Der Betrieb unter beiden Verträgen begann im ersten Quartal 2017.
In Angola ermöglichte das Schlumberger-Transformationsprogramm durch die Einrichtung eines Operations Planning Center (OPC) Verbesserungen bei der Anlagennutzung und der Produktivität der Belegschaft. Das OPC wurde im ersten Quartal 2016 eröffnet und hatte seinen Schwerpunkt auf der Planung und Vorbereitung der für jeden Auftrag nötigen Anlagen, Produkte und Mitarbeiter. Während des ersten Geschäftsjahrs konnte das OPC den Bestand um 7,5 Mio. USD verringern und die Nutzung der Anlagen um 100 % verbessern.
Cameron Group
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
* Das erste Quartal 2016 wird zu Vergleichszwecken auf Pro-forma-Basis dargestellt.
Die Umsätze der Cameron Group in Höhe von 1,2 Mrd. USD, wovon 62 % von den internationalen Märkten stammten, sanken aufgrund des Rückgangs beim Volumen der Projekte von OneSubsea und geringerer Produktverkäufe bei Surface Systems im Vergleich zum Vorquartal um 9 %, teilweise aufgewogen durch ein leichtes Wachstum bei Valves & Measurement. Der Umsatzrückgang für OneSubsea lag am sinkenden Volumen der Projekte in Brasilien und an reduzierten Aktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Die Umsätze von Surface Systems waren in den Regionen Europa/GUS/Afrika und Lateinamerika niedriger, wodurch das zweistellige Umsatzwachstum auf dem nordamerikanischen Festland aufgrund zunehmender Mietaktivitäten für Fracturing und Flowback mehr als aufgewogen wurde. Valves & Measurement verbuchte auf dem US-amerikanischen Festland ein zweistelliges Wachstum sowie eine drastische Veränderung der Buchungen, teilweise aufgewogen durch eine Verlangsamung der Umsätze aus technisierten Ventilen in Europa/GUS/Afrika.
Die operative Marge vor Steuern ging gegenüber dem Vorquartal mit 13 % um 80 bps zurück, da die anhaltend starken Projektumsetzungen bei OneSubsea und eine enge Kostenkontrolle bei Drilling Systems den Einfluss des geringeren Volumens von Produkten bei Surface Systems begrenzten.
Die Cameron Group sicherte sich im ersten Quartal Verträge und erzielte eine Reihe von Integrationserfolgen.
Die kapitaleffizienten Lösungen von OneSubsea sind ein Portfolio standardisierter Designs, die rationalisierte Verfahren, Dokumentation und Fertigung zur Lieferung integrierter Produktionssysteme unterstützen, mit denen die Zeit für Projektzyklen und die Gesamtkosten reduziert werden. Die Einführung vorqualifizierter Qualitätspläne, Lieferanten und Spezifikationen für Materialien und Verschweißungen hat die Effizienz und Zuverlässigkeit des Lebenszyklus von Produkten und Herstellung verbessert. Seit der Einführung vor drei Jahren konnten die durchschnittlichen Lieferzeiten von Unterseeprodukten durch kapitaleffiziente Lösungen um 30 % verkürzt werden. Das Portfolio kapitaleffizienter Lösungen von OneSubsea wurde von den Kunden bei 75 % der Auftragsvergaben an OneSubsea innerhalb der vergangenen zwölf Monate ausgewählt.
In Nordamerika vergab BP einen Vertrag für Planung, Beschaffung und Ausführung (Engineering, Procurement und Construction, EPC) im Zusammenhang mit der Bereitstellung des Unterseefördersystems für die Erschließung Mad Dog 2 im Golf von Mexiko an OneSubsea. Der Umfang der kapitaleffizienten Lösung von OneSubsea umfasste untermeerische Sammelleitungen, Förderbäume, Einzel- und Multiphasenmessgeräte, Wasseranalysesensoren, Interventionswerkzeuge, Testgeräte und das Steuersystem für die Förderung sowie mit dem Projekt verbundene Wasserinjektionsbohrungen. Außerdem erhielt Subsea 7, das mit OneSubsea über die Subsea Integration Alliance kooperiert, einen Vertrag für Planung, Beschaffung, Ausführung und Installation (Engineering, Procurement, Construction und Installation, EPCI) im Zusammenhang mit untermeerischen Steuerelementen, flexiblen Steigleitungen, Rohrleitungssystemen, Versorgungsschläuchen und der dazugehörigen untermeerischen Architektur. Teams beider Unternehmen werden zusammen eingesetzt, um Projektziele besser zu unterstützen und das Projektmanagement zu erleichtern.
Noble Energy Mediterranean Ltd. vergab einen Vertrag für die Lieferung von horizontalen Förderbäumen mit 10.000 psi, an die Förderbäume montierten Steuerelementen, Steuerelementen unabhängig von den Förderbäumen und Topside-Steuerelementen für das Leviathan Field Development Project in der Tiefsee des östlichen Mittelmeers an OneSubsea. Für das untermeerische Steuersystem werden herkömmliche elektrohydraulische Steuerelemente und eine Glasfaserkommunikationsverbindung mit den Topside-Steuerelementen genutzt. Die Auswahl dieses Förderbaum stimmt mit früheren Auftragsvergaben überein. So erhält der Kunde größere operative Flexibilität und eine standardisierte Wartung.
Während des ersten Jahres nach der Cameron-Übernahme wurde eine Reihe von Integrationserfolgen erzielt. Dazu zählten der Start von mehr als 32 integrierten Technologieprojekten, die Übernahme von Erfolgsmethoden bei beiden Unternehmen sowie die Zusammenführung von mehr als 1700 Mitarbeitern durch die Konsolidierung von 157 Anlagen. Durch die Verbindung von Produkt- und Servicelinien wie Schlumberger Testing und Cameron Process Systems profitieren die Kunden von einem verbesserten Angebot an der Oberfläche und unter der Oberfläche. Die Bohreffizienz konnte durch die Integration von Stimulationstechnologien von Schlumberger Well Services und dem Cameron-Produktportfolio für unkonventionelle Ressourcen ebenfalls erhöht werden, zu dem der CAMShale-Service für die Bereitstellung von Fracturing-Fluiden und Flowback gehört. Außerdem konnte Schlumberger Synergien im Wert von 400 Mio. USD nutzen und sich neue Aufträge im Wert von 600 Mio. USD sichern, die aus dem von dem kombinierten Unternehmen generierten Mehrwert resultierten.
Finanzübersicht
Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
(1) Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.
(2) Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
Liquidität
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
(1) „Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, 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. Nettoverbindlichkeiten bilden eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für die Summe der Verbindlichkeiten oder diesen gegenüber als überlegen angesehen werden sollten.
(2) Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
(3) Einschließlich Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 140 bzw. 260 Mio. USD in den zum 31. März 2017 und 31. März 2016 zu Ende gegangenen Dreimonatszeiträumen.
(4) Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und Kosten kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Meinung, dass der freie Cashflow eine wichtige Kennzahl zur Bemessung der Liquidität des Unternehmens darstellt und für Anleger und die Geschäftsführung ein nützlicher Messwert für unser Vermögen ist, Liquidität zu generieren. Sobald die geschäftlichen Notwendigkeiten und Verpflichtungen erfüllt sind, können diese Barmittel zur Reinvestition in das Unternehmen für zukünftiges Wachstum oder zur Auszahlung an unsere Aktionäre durch Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe verwendet werden. Der freie Cashflow stellt nicht den residualen Cashflow (residualer Mittelfluss) dar, der für beliebige Ausgaben verfügbar ist. Der freie Cashflow bildet eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit oder diesem gegenüber als überlegen angesehen werden sollte.
Belastungen und Gutschriften
Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum ersten Quartal 2017 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Der Nettogewinn ohne Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie ohne Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen ohne Belastungen und Gutschriften sowie effektiver Steuersatz ohne Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von den Finanzkennzahlen sie dazu befähigen, die Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den einzelnen Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten überdeckt werden würden. Diese Kennzahlen werden von der Unternehmensleitung auch als Leistungsindikatoren zur Festlegung bestimmter Leistungsvergütungen genutzt. Die vorstehenden nicht GAAP-konformen Kennzahlen sollten als Ergänzung zu anderen Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren angesehen werden, die in Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden, und dürfen keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen überlegen erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen.
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
Im ersten Quartal 2016 waren weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
Produktgruppen
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen enthalten sind. Bestimmte Posten früherer Berichtszeiträume wurden neu eingeordnet, damit sie mit der Darstellung des gegenwärtigen Berichtszeitraums übereinstimmen.
Ergänzende Informationen
1) Was sind die Erwartungen bezüglich Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2017? Schlumberger erwartet für 2017 Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) in Höhe von 2,2 Mrd. USD.
2) Wie hoch war der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Quartal 2017?
Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Quartal 2017 betrug 656 Mio. USD trotz des Verbrauchs von Betriebskapital, der üblicherweise im ersten Quartal zu beobachten ist. Die Nutzung von Betriebskapital wurde durch jährliche Zahlungen im Zusammenhang mit der Kompensation von Mitarbeitern ermöglicht. Das Betriebskapital widerspiegelte außerdem Abfindungszahlungen in Höhe von 140 Mio. USD während des ersten Quartals 2017.
3) Was war in „Zinsen und sonstige Erträge“ für das erste Quartal 2017 enthalten? Die „Zinsen und sonstigen Erträge“ für das erste Quartal 2017 beliefen sich auf 46 Mio. USD. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen aus Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 17 Mio. USD sowie Zinserträgen in Höhe von 29 Mio. USD zusammen.
4) Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das erste Quartal 2017 auszuweisen? Die Zinserträge in Höhe von 29 Mio. USD waren gegenüber dem Vorquartal unverändert. Die Zinsausgaben in Höhe von 139 Mio. USD blieben gegenüber dem Vorquartal ebenfalls unverändert.
5) Was ist der Unterschied zwischen dem Betriebsergebnis vor Steuern und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern?
Der Unterschied besteht grundsätzlich in Posten, die sich auf den Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie Zinserträgen und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten (einschließlich der Abschreibungen von immateriellen Vermögenswerten infolge der Übernahme vom Cameron) sowie bestimmten zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.
6) Was war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) für das erste Quartal 2017? Der ETR für das erste Quartal 2017 betrug bei einer Kalkulation in Übereinstimmung mit GAAP 14,8 %, was im Vergleich zu 8,8 % für das vierte Quartal 2016 steht. Der ETR für das erste Quartal 2017 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 15,3 %, was im Vergleich zu 15,8 % für das vierte Quartal 2016 steht.
7) Wie viele Stammaktien waren zum 31. März 2017 im Umlauf, und wie veränderte sich diese Zahl gegenüber dem Ende des letzten Quartals?
Zum 31. März 2017 waren 1.389 Milliarden Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 31. Dezember 2016 bis zum 31. März 2017.
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
8) Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien im ersten Quartal 2017 und im vierten Quartal 2016, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien abgeglichen, wobei die Verwässerung berücksichtigt wird, die bei der Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird?
Das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien belief sich während des ersten Quartals 2017 auf 1.393 Milliarden und während des vierten Quartals 2016 auf 1.392 Milliarden.
Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten Gewinne je Aktie ohne Berücksichtigung von Belastungen und Gutschriften verwendet wird.
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
9) Wie hoch war der Betrag der Multiclient-Umsätze von WesternGeco im ersten Quartal 2017? Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im ersten Quartal 2017 auf 138 Mio. USD und im vierten Quartal 2016 auf 143 Mio. USD.
10) Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des ersten Quartals 2017? Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des ersten Quartals 2017 betrug 613 Mio. USD. Zum Ende des vierten Quartals 2016 lag er bei 759 Mio. USD.
11) Wie hoch war der Bestell- und Auftragsbestand für die Segmente OneSubsea und Drilling Systems von Cameron? Der Bestell- und Auftragsbestand für OneSubsea und Drilling Systems war wie folgt:
Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170428005328/de
Über Schlumberger
Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, Förderungs- und Verarbeitungsvorgänge in der Erdöl- und Erdgasindustrie. Schlumberger ist in über 85 Ländern tätig, beschäftigt rund 100.000 Mitarbeiter aus über 140 Staaten und liefert das in der Branche umfassendste Sortiment an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis zur Förderung sowie Lösungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von Lagerstätten gewährleistet werden kann.
Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag und wies 2016 einen Umsatz in Höhe von 27,81 Mrd. USD aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.
* Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
Fußnoten
Schlumberger veranstaltet am Freitag, 21. April 2017, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zum Quartalsbericht und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 288-8967 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 333-4911 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 21. Mai 2017 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 417634 ein.
Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören angeboten. Ebenfalls steht Ihnen auf derselben Website bis zum 30. Mai 2017 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.
Dieser Ergebnisbericht für das erste Quartal 2017 sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen“ im Sinne des US-amerikanischen Wertpapierrechts, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, wie zum Beispiel unsere Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, zur Steigerung der Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedes einzelnen Segments (sowie für bestimmte Produkte oder in bestimmten geografischen Regionen innerhalb der einzelnen Segmente), zur Erdöl- und Erdgasnachfrage und einem entsprechenden Anstieg der Förderung, zu den Preisen von Erdöl und Erdgas, zu Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres Transformationsprogramms, zu Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Erdöl- und Erdgasindustrie, zu den Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger, zu den erwarteten Vorteilen der Cameron-Transaktion, zum Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger sowie zu der zukünftigen globalen Wirtschaftslage und zukünftigen Geschäftsergebnissen. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten. Dazu gehören u. a. die Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei Ausgaben für Exploration und Förderung aufseiten der Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in Schlüsselregionen der Welt, Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Stornierungen, Rückgänge bei Förderungen, Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Erdöl- und Erdgasexploration in Offshore-Gebieten, zu radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz, aber auch die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden, dass Cameron nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden oder dass wichtige Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben, sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das erste Quartal 2017 und auf unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K aufgeführt sind, die bei der US-amerikanischen Börsenaufsichtsbehörde SEC eingereicht wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer 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 zur Überarbeitung oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten und lehnt jegliche derartige Verpflichtung ab.
Kontakte
Schlumberger Limited
Simon Farrant – Schlumberger Limited, Vorstand Anlegerpflege
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, Leiterin Anlegerpflege
Büro +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com
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