Schlumberger gibt Ergebnisse für das zweite Quartal 2009 bekannt

Paris, Frankreich --(BUSINESS WIRE)-- Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute Einnahmen in Höhe von 5,53 Milliarden US-Dollar für das zweite Quartal gemeldet. Im ersten Quartal 2009 waren es noch 6 Milliarden, im zweiten Quartal 2008 6,75 Milliarden US-Dollar.

Die Einnahmen aus den laufenden Geschäften von Schlumberger betrugen vor Abgaben 820 Millionen US-Dollar – das ist ein sequenzieller Rückgang um 13 Prozent, im Jahresvergleich gar um 42 Prozent. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufenden Geschäften vor Abgaben betrug 0,68 US-Dollar. Im vorangegangenen Quartal lag er noch bei 0,78, im zweiten Quartal 2008 bei 1,16 US-Dollar.

Die Einnahmen aus den laufenden Geschäften nach Abgaben beliefen sich auf 613 Millionen US-Dollar beziehungsweise 0,51 US-Dollar je Aktie – gegenüber 0,78 im vorangegangenen Quartal beziehungsweise 1,16 US-Dollar im zweiten Quartal 2008.

Mit 4,96 Milliarden US-Dollar gingen die Einkünfte im Bereich Oilfield Services sequenziell um 9 Prozent, im Jahresvergleich um 18 Prozent zurück. Das Betriebsergebnis vor Steuern sank mit 1,02 Milliarden US-Dollar sequenziell um 19 Prozent, im Jahresvergleich um 40 Prozent.

Die Erträge von WesternGeco stiegen mit 559 Millionen US-Dollar sequenziell um ein Prozent, im Jahresvergleich jedoch ergibt sich ein Rückgang von 17 Prozent. Das vorsteuerliche Betriebsergebnis von 97 Millionen US-Dollar bedeutet einen sequenziellen Anstieg von 77 Prozent, im Jahresvergleich jedoch einen Rückgang von 51 Prozent.

Der Vorsitzende und CEO von Schlumberger, Andrew Gould, kommentierte diese Zahlen wie folgt: „Im Vergleich zum ersten Quartal hat sich der allgemeine sequenzielle Ertragsrückgang verlangsamt. Der nach wie vor rapide Rückgang in Nordamerika wurde in anderen Teilen der Welt durch langsamere Rückgangsraten und eine gewisse wirtschaftliche Erholung ausgeglichen. In Russland haben sich die Erträge aufgrund jahreszeitlicher Trends sowie einer verstärkten Geschäftstätigkeit merklich erholt.

Bei anhaltend schwacher Nachfrage erreichte die nordamerikanische Gasförderung sowohl in den USA als auch in Kanada einen Fünf-Jahres-Tiefstand. Die Lagermengen liegen nach wie vor weit über dem jahreszeitlichen Durchschnitt. Auch wenn die Produktion mittlerweile etwas zurückgeht und die Nachfrage im Sommer angezogen hat, benötigen wir für dauerhaft höhere Fördermengen noch immer einen erheblichen Nachfrageanstieg, den wir jedoch nicht vor 2010 erwarten.

Von WesternGeco gibt es bei verstärkter Geschäftstätigkeit auf dem Festland eine gewisse Erholung des Multiclient-Ertrags in Nordamerika und Übersee zu vermelden. Dem gegenüber stehen niedrigere Erträge im Marine-Bereich. Die Preise in diesem Bereich setzten ihren Abwärtstrend aufgrund der Übersättigung des Marktes fort. Im Verlauf des Quartals konnten mehrere neue Marine- und Festlandaufträge gebucht werden, was einen etwas deutlicheren Blick auf die nächsten Monate ermöglicht. Dennoch sind die Multiclient-Erträge nach wie vor schwer zu prognostizieren, jedenfalls solange nicht mehr Klarheit über den Ölpreis zum Jahresende herrscht.

Unsere Betriebskosten konnten wir aufgrund der kontinuierlichen Umsetzung von Kostensenkungsprogrammen gegenüber dem ersten Quartal um etwa 300 Millionen US-Dollar senken. Ein sorgfältiger Umgang mit Betriebskapital und Investitionen führte im Berichtsquartal zu einer Liquiditätsverbesserung von 537 Millionen US-Dollar.

Für den Rest des Jahres 2009 erwarten wir etwas mehr Stabilität, jedoch keinen wesentlichen Anstieg bei der Anzahl der nordamerikanischen Erdgasförderanlagen. Als Folge davon bleiben die Servicepreise auf ihrem Tiefstand. In Übersee wird es einen – wenn auch begrenzten – Rückgang der Geschäftstätigkeit geben, und die Preiszugeständnisse der ersten Jahreshälfte werden die Erträge des zweiten Halbjahres beeinträchtigen. Die derzeitigen Ölpreisschwankungen lassen es unwahrscheinlich erscheinen, dass unsere Kunden starke Ausgabenerhöhungen billigen.

Wir sind uns dessen bewusst, dass viele Projekte nach wie vor verschoben oder ganz gestrichen werden. Besorgt sind wir auch darüber, dass die höheren Kosten für die Entdeckung und Entwicklung neuer Vorkommen im Verein mit niedrigeren Öl- und Gaspreisen sowie restriktiveren Kreditmärkten Investitionsflüsse behindern. Auf Dauer führt diese Situation dazu, dass bei einem neuerlichen Nachfrageschub nicht genügend Vorräte vorhanden sein werden. Das Ausmaß der wirtschaftlichen Erholung nach 2009 bleibt mit der daraus folgenden Erholung der Öl- und Gasnachfrage der entscheidende Faktor für die Zunahme der Geschäftstätigkeit in der Zukunft.“


Weitere Ereignisse:

* Schlumberger musste weiterhin weltweit Arbeitsplätze abbauen. Grund hierfür ist das Zurückfahren der Ausgaben für die Exploration und Produktion von Öl und Gas mit den damit verbundenen Auswirkungen auf die Tätigkeiten im Sektor Oil Services. Als Folge dieser Maßnahmen verbuchte Schlumberger – in erster Linie aufgrund von Abfindungszahlungen – im zweiten Quartal 2009 eine Belastung von 0,07 US-Dollar je Aktie. Als weitere Folge des Arbeitsplatzabbaus verbuchte Schlumberger im Verlauf des Quartals für die Kürzung von unbaren Renten und sonstigen Pensionsleistungen Belastungen von 0,10 US-Dollar je Aktie.

Konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung

(in Millionen US-Dollar, mit Ausnahme der Angaben je Aktie)

Zweites Quartal Halbjahr




Für Zeiträume mit Ende 31. März
2009 2008 2009 2008





Einnahmen
$ 5,528 $ 6,746 $ 11,528 $ 13,036




Zinserträge und sonstige Einnahmen, netto (1)
60 97 137 199




Aufwendungen



Kosten für veräußerte Waren und Leistungen (2)
4.409 4.609 8.897 8.968
Forschung & Technologie 197 197 386 389
Marketing 23 26 45 49
Gemein- und Verwaltungskosten 131 146 261 284
Zinsen 61 61 116 127




Einnahmen aus laufenden Geschäften vor Steuern
767 1.804 1.960 3.418




Ertragsteuern (2)
152 378 404 686




Einnahmen aus laufenden Geschäften
615 1.426 1.556 2.732




Einnahmen aus eingestellten Geschäften
- - - 38




Nettoeinnahmen
615 1.426 1.556 2.770




Nettoeinnahmen aus Minderheitsbeteiligungen
(2 ) (6 ) (4 ) (12 )




Nettoeinnahmen aus Geschäften von Schlumberger (2)
$ 613 $ 1.420 $ 1.552 $ 2.758





Aufteilung der Einnahmen:





Einnahmen aus laufenden Geschäften
$ 613 $ 1.420 $ 1.552 $ 2.720




Einnahmen aus eingestellten Geschäften
- - - 38




Nettoeinnahmen
$ 613 $ 1.420 $ 1.552 $ 2.758





Verwässerte Gewinne je Schlumberger-Aktie:





Einnahmen aus laufenden Geschäften
$ 0.51 $ 1.16 $ 1.28 $ 2.22




Einnahmen aus eingestellten Geschäften
- - - 0.03




Nettoeinnahmen
$ 0.51 $ 1.16 $ 1.28 $ 2.25





Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien
1.197 1.195 1.197 1.196




Durchschnittliche Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien mit angenommener Verwässerung
1.214 1.230 1.212 1.231





In den Aufwendungen enthaltene Abschreibungen und Amortisierungen (3)
$ 626 $ 556 $ 1.235 $ 1.073


1)


Einschließlich Zinseinkünfte in Höhe von:


Zweites Quartal 2009 – 17 Millionen US-Dollar (2008 – 25 Millionen US-Dollar)


Erstes Halbjahr 2009 – 36 Millionen US-Dollar (2008 – 63 Millionen US-Dollar)

2)


Einzelheiten zu Belastungen siehe Seite 7

3)


Einschließlich Kosten für seismische Daten (Multiclient)

Kurzbilanz

(Angaben in Millionen US-Dollar)

30. Juni 31. Dez.
Aktiva 2009 2008
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Anlagen $ 4.411 $ 3.692
Sonstiges Umlaufvermögen 9.244 9.202
13.655 12.894
Festverzinsliche Anlagen, gehalten bis Fälligkeit 464 470
Anlagevermögen 9.688 9.690
Seismische Daten (Multiclient) 265 287
Firmenwert 5.266 5.189
Sonstige Aktiva 3.622 3.461

$ 32.960 $ 31.991


Passiva und Eigenkapital
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 4.710 $ 5.268
Geschätzte Steuerschuld auf Erträge 924 1.007
Bankdarlehen und kurzfristige Anteile langfristiger Verbindlichkeiten 1.253 1.598
Wandelschuldverschreibungen 321 -
Zahlbare Dividende 253 252
7.461 8.125
Wandelschuldverschreibungen - 321
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten 4.291 3.372
Pensionsnebenleistungen 1.596 2.369
Sonstige Passiva 878 870
14.226 15.057
Eigenkapital 18.734 16.934

$ 32.960 $ 31.991


Nettoverbindlichkeiten

Der Begriff "Nettoverbindlichkeiten" bezeichnet die Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, kurzfristiger Anlagen und bis zur Fälligkeit gehaltener festverzinslicher Anlagen. Nach Ansicht der Unternehmensleitung vermitteln die Nettoverbindlichkeiten wertvolle Informationen über den Verschuldungsgrad von Schlumberger, da sie Barmittel und Anlagen aufzeigen, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten genutzt werden können. Nachfolgend Einzelheiten zu den Nettoverbindlichkeiten:

(Angaben in Millionen US-Dollar)

Erstes Halbjahr 2009
Nettoverbindlichkeiten, 1. Januar 2009 (1.129 )
Nettoeinnahmen 1.556
Abschreibungen und Amortisierungen 1.235
Belastung aufgrund Kürzung von unbaren Pensionsleistungen 136
Ertragsüberschuss aus Eigenkapital gegenüber erhaltenen Dividenden (37 )
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 92
Erhöhung des Betriebskapitalbedarfs (675 )
Investitionsaufwendungen (1.252 )
Seismische Daten (Multiclient), aktiviert (89 )
Ausbezahlte Dividenden (502 )
Einkünfte aus Belegschaftsaktienprogramm 43
Unternehmensübernahmen (198 )
Finanzierung von Pensionskassen (502 )
Sonstige 368
Umrechnungseffekt auf Nettoverbindlichkeiten (36 )
Nettoverbindlichkeiten, 30. Juni 2009 $ (990 )



Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten


30. Juni
2009


31. Dez.
2008
Barmittel und kurzfristige Anlagen $ 4.411 $ 3.692
Festverzinsliche Anlagen, gehalten bis Fälligkeit 464 470
Bankdarlehen und kurzfristige Anteile langfristiger Verbindlichkeiten (1.253 ) (1.598 )
Wandelschuldverschreibungen (321 ) (321 )
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten (4.291 ) (3.372 )
$ (990 ) $ (1.129 )


Geschäftsverlauf

(Angaben in Millionen US-Dollar)

Zweites Quartal Erstes Halbjahr
2009 2008 Prozent Änderung 2009 2008 Prozent Änderung

Oilfield Services

Einnahmen $ 4.956 $ 6.066 (18 )%

$


10.395


$


11.671
(11 )%
Betriebsergebnis vor Steuern $ 1.022 $ 1.704 (40 )% $ 2.278 $ 3.206 (29 )%


WesternGeco

Einnahmen $ 559 $ 671 (17 )% $ 1.110 $ 1.347 (18 )%
Betriebsergebnis vor Steuern $ 97 $ 196 (51 )% $ 151 $ 393 (61 )%

Das Betriebsergebnis vor Steuern setzt sich aus den Einnahmen des Geschäftsbereichs vor Steuern und den Minderheitsbeteiligungen zusammen. Im Betriebsergebnis vor Steuern nicht enthalten sind nicht den Geschäftsbereichen zugeordnete betriebliche Ausgaben, Zinserträge und Zinsaufwendungen sowie die auf Seite 7 dargestellten Belastungen, die Abschreibung gewisser immaterieller Vermögenswerte, Zinsen auf medizinische Pensionsnebenleistungen und aktienbasierte Vergütungskosten.


Belastungen

Zusätzlich zu den in Übereinstimmung mit den Grundsätzen ordnungsgemäßer Buchführung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP) ermittelten Finanzergebnissen enthält diese Pressemitteilung zu den im zweiten Quartal erzielten Erträge auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß der Definition in Regulation G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend eine Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-konformen Kennzahlen:

(in Millionen US-Dollar, mit Ausnahme der Angaben je Aktie)

Zweites Quartal 2009
Vor Steuern Steuern

Minderheitsbeteiligungen
Netto

Verwässerter Gewinn je Aktie


Gliederung der Gewinn- und Verlustrechnung

Einnahmen aus laufenden Geschäften von Schlumberger


$


767


$


152


$


(2


)


$


613


$


0,51

Zusätzliche Belastungen: -
- Stellenabbau 102 17 - 85 0,07 Kosten veräußerter Waren und Leistungen
- Kürzungen von Pensionsleistungen 136 14 - 122 0,10 Kosten veräußerter Waren und Leistungen

Einnahmen aus laufenden Geschäften von Schlumberger vor Belastungen


$


1.005


$


183


$


(2


)


$


820


$


0.68

Keine Belastungen im ersten Quartal 2009 sowie im ersten Halbjahr 2008.


Oilfield Services

Die Einnahmen im zweiten Quartal gingen mit 4,96 Milliarden US-Dollar sequenziell um 9 Prozent und im Jahresvergleich um 18 Prozent zurück. Ursache hierfür ist ein Rückgang in Nordamerika von 31 Prozent, der durch einen internationalen Rückgang von nur 3 Prozent abgemildert wurde. Der Einbruch bei den nordamerikanischen Einnahmen war in erster Linie einem weiteren Rückgang der Geschäftstätigkeiten im GeoMarket US-Festland*, den Auswirkungen der „Frühlingsdelle“ und einer allgemein verringerten Bohrtätigkeit in Kanada sowie einem zusätzlichen Preisverfall in der gesamten Region zuzuschreiben. Der Ertragsrückgang in den anderen Regionen war in erster Linie Folge von allgemein schwächeren Geschäftstätigkeiten. Allerdings gab es in Russland, Ostasien und Mexiko/Mittelamerika Verbesserungen zu verzeichnen. Am stärksten von den Rückgängen betroffen waren in allen Regionen die Bereiche Well Services, Drilling & Measurements und Wireline.

Mit 1,02 Milliarden US-Dollar ging das Betriebsergebnis des zweiten Quartals sequenziell um 19 Prozent sowie um 40 Prozent im Jahresvergleich zurück. Die operative Marge vor Steuern sank sequenziell um 245 Basispunkte (basis points, bps), was in erster Linie auf die Auswirkungen der starken Aktivitätsreduzierung und den Preisdruck in Nordamerika sowie die allgemein geringere internationale Geschäftstätigkeit zurückzuführen ist.


Nordamerika

Die Einnahmen im zweiten Quartal gingen mit 819 Millionen US-Dollar sequenziell um 31 Prozent und im Jahresvergleich um 43 Prozent zurück. Das Betriebsergebnis vor Steuern war mit 8 Millionen US-Dollar sequenziell um 95 Prozent, im Jahresvergleich um 98 Prozent geringer.

Sequenziell verzeichnete der GeoMarket US-Festland einen weiteren erheblichen Ertragsrückgang. Die Anzahl der Bohrstellen ging um etwa 27 Prozent zurück; der Preisverfall hielt unvermindert an. Die Erträge des GeoMarkets Kanada brachen aufgrund der Auswirkungen der jahreszeitlichen „Frühlingsdelle“, einer allgemeinen Verringerung der Festlandbohrungen sowie des enormen Preisdrucks ebenfalls stark ein. Die Einnahmen im Golf von Mexiko (USA) gingen nur mäßig zurück; hier wurden tiefere Preise und das weitere Nachlassen der Schelfbohrungen teilweise durch etwas stärkere Tiefsee-Aktivitäten ausgeglichen.

Aufgrund des enormen Preisdrucks in annähernd der gesamten Region sowie des starken Rückgangs der Geschäftstätigkeit in den GeoMarkets US-Festland und Kanada sank die operative Marge vor Steuern sequenziell um 12,7 Prozentpunkte auf ein Prozent.

In einem Tiefsee-Bohrloch von Chevron im Golf von Mexiko (USA) wurde bei Formationsdruck-Messungen zur Porendruck-Modellkalibrierung und Schlammgewichtsoptimierung mit einer Formationsdruckbestimmung während des Bohrvorgangs ein neuer Weltrekord aufgestellt. Das Bohrloch wurde mit PowerDrive X5*-Technologie in 92 Tagen auf seine Endtiefe gebracht, 40 Tage schneller als geplant. Während des Bohrvorgangs nahm das StethoScope*-Gerät die tiefste Druckmessung in einer gemessenen Tiefe von 10.000 Metern vor und stellte damit neue Rekorde für Formationsdruck und hydrostatischen Druck auf.

In Kalifornien führte Schlumberger für Occidental Petroleum zwei StimMAP* Live-Einsätze zur Echtzeit-Überwachung der hydraulischen Rissverbreiterung an zwei Bohrlöchern durch, für die jeweils fünf- bis sechsstufige Simulationen veranschlagt wurden. Während der Bearbeitung eines Bohrlochs zeigte der StimMAP Live-Prozess an, dass sich der Riss nicht nur im Gebiet einer Stufe, sondern auch in dem der nächsten zwei geplanten Stufen vergrößerte. Occidental erhöhte rasch die Menge des für diese Stufen zu pumpenden Stützmittels, wodurch zehn Stunden Betriebszeit eingespart wurden.

In Alaska kamen zur Erzielung neuer Leistungsgrade bei zwei Chevron-Bohrlöchern im Cook Inlet zwei dreh- und lenkbare PowerDrive*-Systeme des Bereichs Drilling & Measurements zum Einsatz. In einem Bohrloch wurden mit PowerDrive Xceed*-Technik in einem Arbeitsgang von 253 Stunden 1.224 Meter gebohrt; im zweiten schaffte das PowerDrive X5-System in einem 100-stündigen Arbeitsgang 792 Meter. Beide Bohrlöcher wurden ohne Produktionsausfall gebohrt, was Chevron zu der Bemerkung veranlasste, die Leistung stelle im Bereich des Bohrens in dieser Region einen Quantensprung dar.

Ebenfalls in Alaska wurde Schlumbergers Slim Sonic-Gerät Wireline Multi Express* erfolgreich zur Erfassung von Kompressionsgeschwindigkeitsdaten in einem Chevron-Bohrloch eingesetzt. Der Bohrvorgang erforderte die Installation eines Contingency Liners im Bohrloch; so konnte schwierigen, die Datenerfassung im offenen Bohrloch hindernden Bedingungen begegnet werden.

In Louisiana wurden in einem komplexen, mehrdirektionalen Bohrloch im Haynesville Shale für Camterra Resources Partners Ltd. Richtbohrtechniken des Schlumberger-Bereichs Drilling & Measurements eingesetzt. Mit dreh- und lenkbaren PowerDrive-Systemen wurde das Loch bei Temperaturen bis zu 159° C mit fast dreimal so hohen Penetrationsraten, wie sie zuvor mit herkömmlichen Motoren erreichbar waren, gebohrt. Dieses Unternehmen hat in der Folgezeit Schlumberger mit weiteren Bohrlöchern betraut. Dabei stellte die im Bereich der Extended-Reach-Bohrungen weltweit führende Schlumberger K&M Technology Group ihr spezielles Know-how im Umgang mit der Extended-Reach-Bohrtechnik zur Verfügung.

Im Golf von Mexiko (USA) wurden bei einem sieben Bohrlöcher umfassenden Bohrprogramm Messungen während des Bohrvorgangs (logging-while-drilling, LWD) des Schlumberger-Bereichs Drilling & Measurements zur Beurteilung von Gashydraten durchgeführt. Für das Projekt zeichnete Chevron gemeinsam mit dem US Department of Energy, der US Geological Survey (USGS) und der Columbia University verantwortlich. Dabei kam ein maßgeschneidertes, mit den modernen Technologien sonicVISION*, TeleScope*, EcoScope*, PeriScope*, geoVISION* und SonicScope* ausgestattetes Bohrgestänge zum Einsatz. Ein interdisziplinäres Team aus den Bereichen Drilling & Measurements, Data & Consulting Services sowie den Schlumberger Technikzentren plante und vollendete das Programm nach einem engen, 20-tägigen Bohrprogramm. Die USGS gab zu erkennen, dass die Datensätze wohl in hohem Maße zu ihrem Verständnis von Gashydraten beitragen würden.


Lateinamerika

Die Einnahmen gingen mit 995 Millionen US-Dollar sequenziell um 3 Prozent, im Jahresvergleich um 6 Prozent zurück. Das Betriebsergebnis vor Steuern sank mit 176 Millionen US-Dollar sequenziell um 13 Prozent, im Jahresvergleich um 28 Prozent.

Der sequenzielle Ertragsrückgang in dieser Region ist in erster Linie auf einen Rückgang der Geschäftstätigkeiten sowie auf Ertragsverzögerungen wegen verspäteter Vertragsabschlüsse im GeoMarket Venezuela/Trinidad & Tobago GeoMarket zurückzuführen. Dieser Rückgang konnte allerdings im GeoMarket Mexiko/Mittelamerika durch Ertragssteigerungen aufgrund höherer Effizienz und gestiegener Geschäftstätigkeit bei IPM-Projekten teilweise ausgeglichen werden.

Die operative Marge vor Steuern sank sequenziell um 206 bps auf 17,6 Prozent. Die Hauptgründe hierfür: eine ungünstigere Umsatzverteilung bei gleichzeitig höheren Betriebskosten im GeoMarket Brasilien, Verluste aufgrund Währungsaufwertung und der Preisdruck im GeoMarket Peru/Kolumbien/Ecuador sowie die Auswirkungen der geringeren Geschäftstätigkeit im GeoMarket Venezuela/Trinidad & Tobago. Diese Rückgänge konnten im GeoMarket Mexiko/Mittelamerika durch Ertragssteigerungen aufgrund höherer Effizienz und gestiegener Geschäftstätigkeit bei IPM-Projekten teilweise ausgeglichen werden.

In Brasilien schloss Schlumberger mit OGX einen umfassenden Leistungsvertrag über Bohrloch-Konstruktionstechnik, Projektkoordinierung, geomechanische Modellierung, Wireline-Bohrlochmessung im offenen Loch, Richtbohrungen, LWD, Zementierung, Fertigstellung, Bohrlochtests und Artificial Lift-Leistungen an vier Halbtaucher-Bohrinseln. Der Zweijahresvertrag mit Verlängerungsmöglichkeit sieht Tätigkeiten an elf Blocks im Santos- sowie im Campos-Bassin vor. OGX ist, nach Offshore-Explorationsflächen gerechnet, das größte private E&P-Unternehmen in Brasilien mit 22 Blocks in vier Sedimentbecken.

In Mexiko setzte Technologie von Schlumberger Drilling & Measurements neue Leistungsmaßstäbe. Bei einem Offshore-Auftrag erreichte das dreh- und lenkbare System PowerDrive vorteX* Bohrraten von knapp 23 m/h – das entspricht einer Verbesserung von 50 Prozent im Vergleich zum bisher Erreichten –, und das PowerDrive X5-System stellte beim Alianza IPM-Projekt einen neuen Rekord für Arbeiten im Bohrloch mit dieser Technik auf: 266 Umlaufstunden in einem einzigen Arbeitsgang.

Ebenfalls in Mexiko sorgte der Einsatz von mit PowerJet Omega* geladenen Schlumberger Wireline High-Shot Density-Kanonen, die mit der dynamischen Unterdruck-Bohrtechnologie PURE* betrieben wurden, für eine Leistungssteigerung in einem tiefen Hochdruck- und Hochtemperatur-Karbonat-Bohrloch. Dabei wurde die Überlegenheit dieser Technik deutlich – die Produktion erreichte unmittelbar nach der Durchbohrung 80 Prozent ihres Potenzials. Zum Vergleich: Bei einem ähnlichen, auf herkömmliche Weise gebohrten Loch im selben Ölfeld dauerte es drei Monate, bis 60 Prozent des Potenzials erreicht waren.

Anderenorts in Mexiko ermöglichte die systematische Anwendung von Bohrlochflüssigkeitsanalyse und Probeentnahme mit dem Schlumberger Wireline MDT* Modular Formation Dynamics Tester die Beurteilung der Reservoir-Kompartimentierung im Pemex Perdiz-Ölfeld. In einem kürzlich entstandenen Bohrloch wurde mit dieser Technik der Formationsprüfung eine neue Ölzone entdeckt, die bald darauf als produktiv bestätigt wurde. Darüber hinaus kam im Pache-Ölfeld ebenso wie im Perdiz-Ölfeld der Schlumberger Wireline Rt Scanner* zum Einsatz, um die Lokalisierung von Schlammverlusten aufgrund bohrungsbedingter Risse sowie die Beurteilung des Durchlässigkeitsverhältnisses in den hoch kompartimentierten Sänden zu ermöglichen. Die Technologie machte deutlich, dass es möglich ist, den maximalen Horizontaldruck mit einem Widerstandsgerät zu messen und damit wertvolle Informationen für die Bohroptimierung und die Aktualisierung geomechanischer Modelle zu erhalten.

In Ecuador führte eine genaue Bohrlochplatzierung unter Verwendung der Schlumberger Drilling & Measurements PeriScope Imaging-while-Drilling-Technik (Bildgebung während des Bohrens) im horizontalen Andes Petroleum Fanny-18B-120H-Bohrloch zu einer Verfünffachung der Produktion, während gleichzeitig 800.000 US-Dollar eingespart wurden. Ein eigens aufgestelltes Informations- und Beratungsteam leistete rund um die Uhr vom Büro des Kunden aus Anlege- und Navigationsunterstützung, um das Bohrloch zur Hemmung von Wassereinfluss direkt auf die Spitze des Reservoirs platzieren zu können. Die Kombination aus Technik und Kompetenz von Schlumberger führte zu einer hundertprozentig richtigen Bohrlochplatzierung bei einer maximalen Separation von 2,50 Metern ab der Reservoirspitze über die gesamte vertikale Tiefe.

In Peru führte Schlumberger für Perenco ein umfangreiches Wireline-Bohrlochmessprogramm mit Schwerölentnahme durch – dabei wurden die logistischen, umgebungsbedingten und technischen Schwierigkeiten eines aufwendigen Dschungeleinsatzes im Maranon-Bassin erfolgreich bewältigt. Nach Durchführung einer vollständigen Messreihe, unter anderem mit Technik aus der Scanner*-Familie, wurden sieben einphasige Schwerölproben und zehn Wasserproben entnommen.


Europa/GUS/Afrika

Die Erträge gingen mit 1,78 Milliarden US-Dollar sequenziell um ein Prozent, im Jahresvergleich um 14 Prozent zurück. Das Betriebsergebnis vor Steuern sank mit 432 Millionen US-Dollar um 8 Prozent sequenziell, um 26 Prozent im Jahresvergleich.

Russland verzeichnete eine sequenzielle Ertragsteigerung. Ausschlaggebend hierfür waren die jahreszeitlich bedingte Erholung der Offshore-Aktivitäten im Osten, der allgemein verbesserte Tätigkeitsumfang in Ost- und Westsibirien sowie die höheren Verkaufszahlen bei Artificial Lift- und Completion-Produkten. Der GeoMarket Nordafrika verzeichnet dank einer starken Nachfrage nach Prüftechnologien und Completion-Produkten ebenfalls Zuwächse. Diesen Zuwächsen standen Ertragsrückgänge aufgrund geringerer Geschäftstätigkeit in den GeoMarkets Nigeria und Golf von Guinea sowie West- und Südafrika gegenüber. Betroffen hiervon waren vor allem die Bereiche Drilling & Measurements und Wireline. Die GeoMarkets Kaspisches Meer und Nordsee gingen vor allem aufgrund einer gesunkenen Nachfrage nach Technologien der Bereiche Drilling & Measurements und Well Services zurück. Auch der GeoMarket Kontinentaleuropa verzeichnete einen sequenziellen Ertragsrückgang. Die Ursachen hierfür waren geringere SIS-Software-Verkäufe sowie eine gesunkene Nachfrage nach Technologien der Bereiche Drilling & Measurements, Wireline und Testing.

Die operative Marge vor Steuern von 24,2 Prozent fiel sequenziell um 172 bps. Die Hauptgründe hierfür: die gesunkene Geschäftstätigkeit und eine ungünstigere Umsatzverteilung in den GeoMarkets Nigeria und Golf von Guinea, West- und Südafrika sowie Nordsee. Diese Rückgänge wurden allerdings teilweise durch eine gestiegene Geschäftstätigkeit in Russland ausgeglichen.

Vor der Küste der russischen Insel Sachalin wurden in dem von der Sakhalin Energy Investment Company Ltd. betriebenen Lunskoye-Gasfeld zwei weitere Bohrlöcher gebohrt, wobei Schlumbergers Completion-Insertion-and-Removal-under-Pressure-Technik an gewickelten Rohrsträngen zum Einsatz kam. Die Zwischenräume wurden mit am Rohrstrang befestigten Perforationskanonen geschossen. Die Verwendung von Zündköpfen mit zweifacher hydraulischer Verzögerung ermöglichte die Durchführung des Vorhabens in einem Arbeitsgang. Zur Vermeidung von Formationsschäden und möglichen Bohrlochkontrollrisiken befand sich das Bohrloch dabei im Unterdruck.

Ebenfalls in Russland schloss Schlumberger unlängst einen Technologie-Kooperationsvertrag mit OZNA, einem führenden Unternehmen im Bereich der Ölquellen-Durchflussmessung und großen Anbieter von Oberflächen-Pump- und Injektionssystemen zur Produktionsoptimierung. Im Rahmen dieses Vertrages wird OZNA zum Exklusivanbieter automatischer Gruppenmess-Stationen mit der proprietären Vx*-Technik für Ölfeld-Festlandanwendungen von Schlumberger Testing Services in Russland und der GUS.

Anderenorts in Russland erhielten Schlumberger Data & Consulting Services sowie SIS von JSC Surgutneftegas einen Auftrag zur Entwicklungsoptimierung eines der größten Ölfelder in Russland. Zum Auftrag zählen Beratungsleistungen, der Workflow-Prozess Petrel* und die Lagerstätten-Simulation Eclipse* mit der erforderlichen Hardware. Das Projekt, mit dem eine zweijährige erfolgreiche Zusammenarbeit fortgesetzt wird, ermöglicht JSC Surgutneftegas neben der Aufrechterhaltung der Produktion aus dem betreffenden Ölfeld den Erwerb weiterer Sachkunde durch Gemeinschaftsarbeit.

In Turkmenistan wurde für Petronas Carigali auf der Ölplattform Magtymguly neue Bohrtechnik von Schlumberger Drilling & Measurements eingesetzt, darunter StethoScope, die Formationsdruckmessung während des Bohrens. Hervorragende Leistungen führten zu einer Verlängerung des Vertrags mit der Aussicht weiterer Anwendungen der Technik bei künftigen Ölquellen.

In Aserbaidschan führte Schlumberger Testing Services für BP einen komplexen Offshore-Hochdruck- und Hochtemperatur-Bohrlochtest durch, in dessen Verlauf eine Anzahl technischer Schwierigkeiten bewältigt wurde. Die dabei angewandten technischen Lösungen ermöglichten eine hervorragende, vom Kunden als weltweiter Standard anerkannte Arbeitsabwicklung. Während der 14 Testwochen wurden in dem Bohrloch, das in einer Wassertiefe von 527 Metern bei einer maximalen Abweichung von 34 Grad bis zu einer gemessenen Tiefe von 6.568 Metern gebracht worden war, zwei Bohrgestängeprüfungen durchgeführt.

In Libyen wurde die multifunktionale, quellenfreie LWD-Technik EcoScope von Schlumberger Drilling & Measurements zur Messung des ersten Offshore-Explorationsbohrlochs für Repsol Exploration Murzuq S.A. eingesetzt. Die vorab integrierte, während des Bohrens durchgeführte petrophysikalische Analyse ermöglichte das Erreichen der Kundenziele bei erheblich reduzierten Bohrrisiken sowie eine korrekte Charakterisierung des Reservoirs.

In der britischen Nordsee schloss Talisman Energy (UK) Limited mit Schlumberger einen Dreijahresvertrag über Bohr- und Messleistungen auf bis zu fünf Ölplattformen beziehungsweise Halbtaucher-Bohrinseln ab. Zu den vorgesehenen Technologien zählen dreh- und lenkbare PowerDrive-Systeme und moderne LWD-Geräte aus der Scope*-Familie.

Im norwegischen Teil der Nordsee führte Schlumberger auf dem Gro-Feld eine umfangreiche Wireline-Messung für Shell durch. Dabei wurden in sieben Arbeitsgängen umfassende Daten zur Formationsbestimmung erhoben, Flüssigproben und Seitenwandkerne entnommen sowie seismische Checkshots erfasst. Die Daten, zu denen Rt Scanner- und Sonic Scanner*-Aufzeichnungen zählten, wurden zur Weiterentwicklung nachfolgender Arbeitsgänge in Echtzeit übertragen. Die mit dem modularen Formationsdynamik-Tester MDT (Modular Formations Dynamics Tester) durchgeführten Tests und Probeentnahmen ermöglichten eine lückenlose Bestimmung der Bohrlochformation einschließlich einer Abschätzung des Freiwasserstands. Zu den Höhepunkten der Aktion zählte, dass das Ziel des Kunden einer unfallfreien Durchführung erreicht und 206 Stunden lang mit einer Effizienz von 98,8 Prozent gearbeitet wurde.

In Äquatorialguinea konnte Schlumberger den Vertrag mit Hess Equatorial Guinea für Well Services, Drilling & Measurements und Wireline Services mit weiteren Optionen verlängern. Mit der Vertragsverlängerung wurde ein Anreizsystem zur Leistungsverbesserung und Innovationsförderung eingeführt.


Naher Osten und Asien

Die Erträge gingen mit 1,31 Milliarden US-Dollar sequenziell um 5 Prozent, im Jahresvergleich um 9 Prozent zurück. Das Betriebsergebnis vor Steuern sank mit 421 Millionen US-Dollar um 8 Prozent sequenziell, um 20 Prozent im Jahresvergleich.

Der sequenzielle Ertragsrückgang ist in erster Linie auf eine gesunkene Geschäftstätigkeit im GeoMarket Golf sowie in den GeoMarkets Östlicher Mittelmeerraum, Arabien, Indonesien, Australien/Papua-Neuguinea und Indien zurückzuführen. Auch der Preisdruck wirkte sich nach und nach auf die Einnahmen aus. Für einen teilweisen Ausgleich der Rückgänge sorgten Ertragszuwächse aufgrund einer starken explorationsbezogenen Nachfrage nach Testleistungen und Wireline- beziehungsweise Well Services-Technologien im GeoMarket Ostasien sowie einer Erholung der Geschäftstätigkeiten im GeoMarket China/Japan/Korea nach der „Winterdelle“ im vorangegangenen Quartal.

Das Betriebsergebnis vor Steuern ging sequenziell um 107 bps auf 32,1 Prozent zurück. Hauptursache hierfür ist die allgemein gesunkene Geschäftstätigkeit in der Region.

In Saudi-Arabien demonstrierten die Schlumberger-Bereiche Well Services und Wireline Technologies im Manifa-Feld gemeinsam ihre Leistungsfähigkeit bei der Stimulation eines Extended-Reach-Bohrlochs mit Wassereinspritzung. In einem bohrerlosen („rigless“) Arbeitsgang wurden gewickelte Rohrstränge zur Säuerung der Einspritzzone des 8.614 Meter tiefen Bohrlochs mittels ableitender, viskoelastischer Säurebehandlung (VDA* Viscoelastic Diverting Acid treatment) eingesetzt, bevor mit einem Speichermessgerät ein Injektivitätstest für die Planung der Wassereinspritzung durchgeführt wurde.

Ebenfalls in Saudi-Arabien wurde ACTive* Profiling, ein Mitglied von Schlumbergers ACTive-Reihe moderner Echtzeit-Coiled-Tubing-Services, erstmals an einem Bohrloch für Saudi Aramco im Khurais-Feld bei einer Matrixsäuerung zur Stimulierung engerer Bereiche des Reservoirs eingesetzt. Schlumberger Data & Consulting Services wirkte bei der Vorbereitung des Auftrags mit und leistete Unterstützung am Bohrloch, wozu die Auswertung der von ACTive Profiling übermittelten Temperaturmessungen zählte. Alle drei Seiten des Bohrlochs KHRS-176 wurden erfolgreich stimuliert. Die Folge war eine Produktion von 6.000 Barrel pro Tag, womit Saudi Aramcos Erwartungen übertroffen wurden.

In Abu Dhabi wurden Technologien von Schlumberger Testing Services im ersten Erweiterungsbohrloch der Abu Dhabi Gas Development Company Limited (eines ADNOC-ConocoPhillips Joint Ventures) in der Arab Formation unter extremen Bohrlochflüssigkeits- und Temperaturbedingungen eingesetzt. Alle Bohrlochprüfungen wie Drillstem-Test, Probenentnahme und Bohrlochchemie wurden trotz Erdgaszusammensetzungen mit bis zu 26 Prozent Schwefelwasserstoff und 10 Prozent Kohlendioxid bei Temperaturen bis zu 144° C ohne zeitraubende Zwischenfälle durchgeführt. Viele dieser Erdgasfelder im Nahen Osten gelten als entscheidend wichtig für die Verbesserung der Versorgung mit Gas zur Stromerzeugung, für die Schwerindustrie und als petrochemischer Rohstoff.

Ebenfalls in Abu Dhabi verwendet die Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA) mittlerweile die Petrel Workflowprozess-Software 3D Modeling zur Echtzeit-Geosteuerung in heterogenen Karbonatlagerstätten. Das gestattet die Aktualisierung des Modells mit Daten von LWD-Technologien in Echtzeit, was den beteiligten Geologen eine optimale Bohrlochplatzierung ermöglicht. Die Vorteile: schnellere Entscheidungen zur Maximierung der Bohreffizienz, Verringerung der nichtproduktiven Zeit, Ausräumung geologischer Ungewissheiten und Produktionsoptimierung.

In Katar konnte Schlumberger Wireline dank einer innovativen Methode FlowScanner*-Produktionsmessgeräte mittels eines Dünnloch-Zugstrangs durch vierfache Bohrlochschieber in ein horizontales Bohrloch einbringen. Durch dieses Verfahren werden die flusshindernden Einschränkungen, die andere Übertragungstechniken beeinträchtigen, vermieden. Der erste Auftrag wurde erfolgreich durchgeführt – der Kunde verfügt jetzt über ein Echtzeit-Flussprofil entlang des gesamten offenen Bohrlochabschnitts.

Im der Malaysia-Thailand Joint Development-Region wurde die Vantage*-Coiled-Tubing Cable-Head-Technologie von Schlumberger Well Services für Carigali Hess Sdn. Bhd. erfolgreich eingesetzt – bei einer neun Bohrlöcher umfassenden Perforationsaktion mit vier Extended-Reach-Bohrlöchern, von denen zwei zur Einbringung der Kanonen in die gewünschte Tiefe Downhole-Tractoring-Technologie benötigten. Im Verein mit der Schlumberger Wireline Perforations- und Korrelationstechnologie UPCT* Universal sorgte die höhere Durchpumprate des Vantage-Systems dafür, dass die Aktion fünf Tage früher als geplant erfolgreich abgeschlossen werden konnte.

Nach dem erfolgreichen Einsatz der Well Services StageFRAC*-Technologie für die West Oil & Gas Company auf dem chinesischen Festland im Jahr 2008 wurde Schlumberger mit zwei weiteren mehrstufigen StageFRAC-Projekten betraut – eines im GuanAn-Feld, das zweite an einem horizontalen Gasbohrloch im HeChuan-Feld. Anderenorts in China führte ein ähnlicher StageFRAC-Erfolg im nordwestchinesischen Dixi-Erdgasfeld zu einem weiteren Auftrag sowie zur Erstellung eines neuen Modells für tiefe, natürlich zerklüftete vulkanische Formationen.

In Australien führte QGC – ein Unternehmen der BG Gruppe – im Surat-Basin, Queensland, Pilotaktionen zur hydraulischen Rissbildung durch. Die dabei zum Einsatz gekommene Schlumberger Wireline VSI* Versatile Seismic Imager-Technologie trägt zu einem besseren Verständnis darüber bei, wie sich Risse unter der Oberfläche in Kohle fortpflanzen. Dadurch kann die Bohrlochbehandlung ebenso wie die Planung der hydraulischen Rissbildung optimiert werden. Schlumberger erhob außerdem erstmals Wireline Sonic Scanner-Daten auf Kohlenflöz-Gasfeldern in Australien, um zu einem besseren Verständnis von Rissausrichtungen zu gelangen und Auskunft über dynamische gesteinsmechanische Eigenschaften zu erhalten. Es wird angenommen, dass durch die Aktion Ungewissheiten darüber ausgeräumt werden konnten, wie sich Risse in derart komplexen Umgebungen fortpflanzen.


WesternGeco

Die Einnahmen des zweiten Quartals stiegen mit 559 Millionen US-Dollar sequenziell um 1 Prozent; im Jahresvergleich gingen sie jedoch um 17 Prozent zurück. Das Betriebsergebnis vor Steuern verzeichnete mit 97 Millionen US-Dollar einen sequenziellen Anstieg von 77 Prozent, was jedoch im Jahresvergleich einen Rückgang von 51 Prozent bedeutet.

Die Multiclient-Erträge verbesserten sich sequenziell dank einer Absatzsteigerung bei der E-Octopus-Vermessung vor allem in Nordamerika sowie – nach der Ankündigung von Lizenzrunden – in der Nordsee. Die Festlanderträge stiegen mit dem Beginn eines neuen Projekts in Asien geringfügig an. Diese Steigerungen wurden durch Ertragsrückgänge im Marine-Bereich aufgrund schwächerer Geschäftstätigkeit teilweise ausgeglichen.

Das Betriebsergebnis vor Steuern stieg sequenziell um 7,4 Prozentpunkte auf 17,3 Prozent an. Zurückzuführen ist dies in erster Linie auf höhere Multiclient-Verkäufe und eine verbesserte Rentabilität im Marine-Bereich, wo Kostensenkungsmaßnahmen die Auswirkungen des Ertragsrückgangs mehr als wettmachen.

Im Oman beauftragte die Petroleum Development Oman LLC (PDO) WesternGeco mit einer Festlanduntersuchung durch die Erhebung seismischer Daten über eine 3.000 km2 große Region im Süden des Landes. Die Waad-Untersuchung ist der erste Festlanduntersuchungsvertrag zwischen WesternGeco und PDO seit dem Jahr 2004.

Vor der Küste von Brasilien hat WesternGeco Electromagnetics mit einer Multiclient- Controlled-Source Electromagnetic (CSEM) sowie einer magnetotellurischen (MT) Untersuchung des Potiguar-Basins und des Ceara-Basins begonnen. Die Untersuchungsstandorte wurden durch seismische Daten und die Modellierungstechnologie des PetroMod* Petroleum-Systems festgelegt. Die daraus resultierenden integrierten Datensätze, die aus der gemeinsamen Auswertung von seismischen Daten und von CSEM-, MT- und Petroleum-System-Eingaben gewonnen werden, stehen in der Petrel Workflow-Prozess-Software zur Verfügung.

Vor der Küste Australiens wurde die WesternGeco DISCover* Deep Interpolated Streamer Coverage-Technologie erfolgreich zur effizienten Erhebung seismischer Breitbanddaten eingesetzt, die viele Tieffrequenz-Informationen enthalten, ohne den Hochfrequenz-Inhalt zu beeinträchtigen. Der Tieffrequenz-Inhalt ist von extremer Bedeutung für eine hochwertige Inversions- und geologische Auswertung. Die Technik ist für Gebiete mit komplexer Abraumschicht und tiefliegenden Zielen äußerst vielversprechend. Der Service ist über die Q-Marine*-Flotte erhältlich.


Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Datenverarbeitung für Kunden aus der Öl- und Gasindustrie auf der ganzen Welt. Mit etwa 79.000 Mitarbeitern, die über 140 Nationen vertreten und in mehr als 80 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit größte Auswahl an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis zur Produktion.

Die Hauptgeschäftsstellen von Schlumberger Limited befinden sich in Paris, Houston und Den Haag. Im Jahr 2008 wurden Einnahmen von 27,16 Milliarden US-Dollar gemeldet. Weitere Informationen finden Sie unter www.SLB.com.

*Warenzeichen von Schlumberger


Anmerkungen

Schlumberger hat am Freitag, 24. Juli 2009, eine Telefonkonferenz zur Erörterung der obigen Bekanntgabe veranstaltet. Planmäßiger Beginn war um 15.00 Uhr Mitteleuropäischer Sommerzeit (MESZ) beziehungsweise 9.00 Uhr Eastern Daylight Time (EDT). Zur Teilnahme an der öffentlich zugänglichen Konferenz rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor dem geplanten Beginn unsere Konferenzzentrale an. Die Nummer lautet +1-800-288-8967 für Anrufe aus Nordamerika bzw. +1-612-332-0228 für Anrufe aus anderen Regionen. Fordern Sie den "Schlumberger Earnings Conference Call" an. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 24. August 2009 eine Tonaufzeichnung zur Verfügung. Hierfür wählen Sie bitte in Nordamerika die Nummer +1-800-475-6701 beziehungsweise die Nummer +1-320-365-3844 außerhalb Nordamerikas. Geben Sie außerdem den Zugangscode 100984 ein.

Die Konferenz wird gleichzeitig unter www.SLB.com/irwebcast nur zum Mithören als Webcast im Internet ausgestrahlt. Melden Sie sich bitte 15 Minuten vor Beginn an, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz registrieren zu lassen. Eine Wiederholung des Webcasts wird Ihnen auf derselben Internetseite zur Verfügung stehen.

Weitere Informationen in Form von Fragen und Antworten zu dieser Pressemitteilung sowie Finanzpläne finden Sie unter www.SLB.com/ir.



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