Schlumberger gibt Ergebnisse für zweites Quartal 2010 bekannt

PARIS--(BUSINESS WIRE)--Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute einen Erlös von USD 5,94 Milliarden für das zweite Quartal 2010 gemeldet – dies gegenüber USD 5,60 Milliarden im ersten Quartal 2010 und USD 5,53 Milliarden im zweiten Quartal 2009.

Die Einnahmen aus den laufenden Geschäften von Schlumberger betrugen unter Ausschluss von Belastungen USD 818 Millionen – was einem sequenziellen Anstieg um 9 % entspricht und im Jahresvergleich im Wesentlichen unverändert ist. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus den laufenden Geschäften von Schlumberger betrug USD 0,68 gegenüber USD 0,62 im vorangegangenen Quartal und USD 0,68 im zweiten Quartal 2009.

Schlumberger verzeichnete Belastungen in Höhe von USD 75 Millionen (USD 0,06 je Aktie) im ersten Quartal 2010 und USD 207 Millionen (USD 0,17 je Aktie) im zweiten Quartal 2009. Im zweiten Quartal 2010 wurden keine Belastungen verzeichnet.

Mit USD 5,44 Milliarden stieg der Erlös im Bereich Oilfield Services sequenziell um 7 % und im Jahresvergleich um 10 %. Mit USD 1,07 Milliarden stieg der Betriebsgewinn vor Steuern in diesem Segment sequenziell um 11 % und im Jahresvergleich um 5 %.

Der Erlös von WesternGeco stieg mit USD 476 Millionen sequenziell um 1 %, sank jedoch im Jahresvergleich um 15 %. Mit USD 47 Millionen sank der Betriebsgewinn vor Steuern in diesem Segment sequenziell um 31 % und im Jahresvergleich um 52 %.

Andrew Gould, Vorsitzender und CEO von Schlumberger, kommentierte: „Sequenzielle Anstiege bei den Erlösen wurden in allen Bereichen verzeichnet, während die sequenziellen Verbesserungen bei den Margen vor allem durch starke Ergebnisse in Nord- und Lateinamerika erreicht wurden.

In Nordamerika konnten die starken Aktivitäten und die verbesserte Preisgestaltung im Geo Markt auf dem US-amerikanischen Festland die Ertragsauswirkungen durch den frühjahrsbedingten Rückgang in Kanada und die gesunkenen Offshore-Aktivitäten zum Ende des Quartals im Anschluss an das Moratorium für Bohrtätigkeiten im US-amerikanischen Golf von Mexiko mehr als ausgleichen. In Lateinamerika wurden die Ertragssteigerungen von Mexiko und Brasilien angeführt.

Wie wir prognostiziert hatten, verbesserten sich unsere Aktivitäten in den anderen Gegenden fortlaufend. In Europa/GUS/Afrika wurde ein starker Aufschwung in Russland und in der Nordsee leicht aufgehoben durch verlangsamte Aktivitäten in Nordafrika und eine geringere Nachfrage nach explorationsbezogenen Dienstleistungen in West- und Südafrika.

Bei WesternGeco wurde ein gleich bleibender Erlös von einem erheblichen Rückgang beim Betriebsgewinn begleitet, da der starke Anstieg in den Bereichen Marine und Data Processing die geringere Marge aufgrund gesunkener Multiclient-Aktivitäten im Anschluss an den saisonal bedingt stärkeren Umsatz aus dem ersten Quartal nicht ausgleichen konnte.

In unserer Prognose für das restliche Jahr sehen wir eine anhaltend langsame Steigerung bei Aktivitäten für das zweite Halbjahr in den meisten Teilen der Welt. Anhaltend starke Geo Märkte sind voraussichtlich insbesondere das US-amerikanische Festland, Brasilien, die Nordsee und Russland. Währenddessen sehen wir auch weiteres Wachstum bei den meisten Geo Märkten im Nahen Osten und in Asien. Dies wird teilweise aufgehoben durch sinkende IPM-Aktivität in Mexiko sowohl in Chicontepec als auch in Burgos.

Im Tiefwasserbereich des Golfs von Mexiko haben wir in diesem Jahr keine Wiederaufnahme der Bohrtätigkeiten geplant. Bei Tiefwasseraktivitäten anderswo sehen und erwarten wir keine wesentlichen Verzögerungen oder Projektrückgänge infolge des Bohrmoratoriums im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Auf internationaler Ebene haben Betreiber, Unternehmer und Aufsichtsbehörden die Wartung und Überprüfung von Ausrüstungen und Verfahren zur Bohrlochkontrolle verschärft, die eigentlichen Bohraktivitäten aber nicht eingeschränkt.

Die Prognose bei WesternGeco hängt von der Entwicklung des Multiclient-Marktes im US-amerikanischen Golf von Mexiko ab, die zurzeit unsicher bleibt.

Bei Schlumberger führten wir vor drei Jahren eine Initiative unter dem Titel ‚Excellence in Execution‘ ein (etwa: ‚hervorragende Leistungen in der Ausführung‘). Die Initiative wurde entwickelt, um die Qualität und Effizienz unserer Dienstleistungen auf eine neue Stufe zu bringen, und zielte im Tiefwasserbereich darauf ab, Risiken und Kosten für unsere Klienten im Zusammenhang mit Tiefwassertätigkeiten zu reduzieren. Zusammen mit Verbesserungen bei Ausrüstung und Abläufen bietet die Initiative eine Kompetenzbescheinigung für alle an Tiefwassertätigkeiten beteiligten Angestellten. Die Ergebnisse dieser mehrjährigen Initiative sowie deren Aufnahme auf Kundenseite sind ermutigend.

Wir sind der Meinung, dass der Beitrag von Entdeckungen im Tiefwasserbereich sehr wichtig ist und dies bei der zukünftigen Förderung von Kohlenwasserstoffen auch bleiben wird. Wir begrüßen daher die aktuellen Bemühungen zum besseren Verständnis und zur besseren Kontrolle der Risiken im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten. Obwohl zusätzliche Kontroll- und Aufsichtsmaßnahmen zweifelsohne zusätzliche Kosten verursachen werden, gehen wir davon aus, dass dies auf lange Frist durch Verbesserungen bei betrieblichen Abläufen und Technologien aufgehoben wird.

Die Erholung bei der weltweiten Nachfrage nach Erdöl ist einigermaßen stabil, und aktuelle Prognosen für das kommende Jahr sehen nach wie vor einen langsamen Anstieg bei den Explorations- und Förderaktivitäten. Die wirtschaftlichen Gegebenheiten bei Erdgas bleiben problematischer, da das Angebot von LNG sowie von unkonventionellem Gas in den USA die Erholung bei der Nachfrage weiterhin übertrifft. Insgesamt sind wir daher der Ansicht, dass der aktuelle Trend hin zu einer langsamen, aber sicheren Erholung bei Aktivitäten wahrscheinlich unverändert weitergehen wird, bis wir ein klareres Bild davon haben, wie nachhaltig die Erholung der weltweiten Wirtschaft sein wird.“


Weitere Ereignisse:

* Am 23. April 2010 schloss Schlumberger die Übernahme von Geoservices ab – ein privates französisches Dienstleistungsunternehmen für Bohrfelder, das sich auf die Bereiche Mud Logging, Slickline und Förderungsüberwachung spezialisiert hat. Der Gesamtwert der Transaktion, einschließlich der Übernahme von Nettoverbindlichkeiten, betrug rund USD 1,0 Milliarden.

* Im Verlaufe des Quartals kaufte Schlumberger im Rahmen des vom Board of Directors am 17. April 2008 genehmigten Rückkaufprogramms 8,4 Millionen Stammaktien bei einem Durchschnittspreis von USD 63,33 für eine Gesamtsumme von USD 535 Millionen zurück.


Konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung

(Angaben in Millionen, außer bei Angaben je Aktie)



1) Einschl. Zinseinnahmen in Höhe von:

Zweites Quartal 2010 – USD 15 Millionen (2009 – USD 17 Millionen)
Erstes Halbjahr 2010 – USD 31 Millionen (2009 – USD 36 Millionen)

2) Einzelheiten zu Belastungen siehe Seite 7.

3) Einschl. Kosten für seismische Multiclient-Daten.


Kurzbilanz

(Angaben in Millionen)



Nettoverbindlichkeiten

Die „Nettoverbindlichkeiten“ sind die Bruttoverbindlichkeiten abzüglich der Barmittel, kurzfristigen Anlagen und festverzinslichen Anlagen, die bis zur Fälligkeit gehalten werden. Die Unternehmensführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten nützliche Informationen im Hinblick auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger vermitteln, indem sie Barmittel und Anlagen aufzeigen, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten genutzt werden könnten. Nachfolgend Einzelheiten zu den Nettoverbindlichkeiten:

(Angaben in Millionen)



Geschäftsübersicht
(Angaben in Millionen)



Der Betriebsgewinn vor Steuern stellt den Gewinn des Geschäftsbereichs vor Steuern und Minderheitsbeteiligungen dar. Im Betriebsgewinn vor Steuern nicht enthalten sind Posten wie betriebliche Auslagen sowie Zinserträge und Zinsaufwendungen, die nicht den Geschäftsbereichen zugeordnet werden können. Ebenfalls nicht enthalten sind die auf Seite 7 beschriebenen Belastungen, Zinsen auf medizinische Pensionsnebenleistungen und Kosten für aktienbasierte Vergütungen.


Belastungen

Zusätzlich zu den in Übereinstimmung mit den US-amerikanischen Grundsätzen ordnungsgemäßer Buchführung (GAAP) ermittelten Finanzergebnissen enthält diese Pressemitteilung zu den Erträgen für das zweite Quartal auch nicht GAAP-konforme finanzielle Kennzahlen (gemäß der Definition unter Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend ein Abgleich zwischen diesen nicht GAAP-konformen Kennzahlen und den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:
(Angaben in Millionen, außer bei Angaben je Aktie)



Im zweiten Quartal 2010 waren keine Belastungen zu verzeichnen.


Oilfield Services

Der Erlös im zweiten Quartal war mit USD 5,44 Milliarden sequenziell 7 % und im Jahresvergleich 10 % höher. Sequenziell stieg der Erlös in allen Gegenden. In Europa/GUS/Afrika stieg der Erlös hauptsächlich aufgrund der saisonalen Erholung bei Aktivitäten in Russland und aufgrund verbesserter Aktivitäten im Geo Markt Nordsee, wobei diese Auswirkungen durch sinkende Aktivitäten in den Geo Märkten Nordafrika sowie West- und Südafrika teilweise aufgehoben wurden. Der Erlös aus Lateinamerika stieg vor allem im Geo Markt Mexiko/Zentralamerika durch vermehrte Aktivitäten sowie bessere Leistungen bei der Bereitstellung von IPM-Diensten (integriertes Projektmanagement), und in Brasilien auf Grund des anhaltenden Anstiegs von Offshore-Explorationstätigkeiten. In Nordamerika stieg der Erlös durch einen akuten Anstieg auf dem US-amerikanischen Festland aufgrund einer Kombination aus erhöhten Aktivitäten und besserer Preisgestaltung, was jedoch von den Auswirkungen des frühjahrsbedingten Rückgangs in Kanada und den ersten Auswirkungen des Moratoriums bei Tiefwasserbohrungen im US-amerikanischen Golf von Mexiko teilweise aufgehoben wurde. Der Erlös aus Nahost und Asien war hauptsächlich aufgrund von steigenden Aktivitäten und Produktumsätzen von Well Services höher. Die Übernahme von Geoservices während des Quartals trug ebenfalls zu dem sequenziellen Anstieg beim Gesamterlös bei.

Bei den Technologien war das sequenzielle Ertragswachstum am größten bei Well Services, hauptsächlich aufgrund von besseren Aktivitäten und Preisen auf dem US-amerikanischen Festland, steigenden Produktumsätzen in den Geo Märkten im Nahen Osten sowie aufgrund der saisonalen Erholung in Russland. Artificial Lift verzeichnete starkes Wachstum bei Ausrüstungsumsätzen in Russland und in den Geo Märkten im Nahen Osten.

Der Betriebsgewinn vor Steuern für das zweite Quartal stieg mit USD 1,07 Milliarden sequenziell um 11 % und im Jahresvergleich um 5 %. Die Umsatzrendite vor Steuern verbesserte sich um 75 Basispunkte sequenziell auf 19,8 %, hauptsächlich aufgrund der wesentlich verbesserten Ergebnisse aus dem Geo Markt auf dem US-amerikanischen Festland infolge der erhöhten Aktivitäten und besseren Preise zusammen mit der saisonalen Erholung in Russland und einem günstigeren Ertragsmix im Geo Markt Nordsee. Diese Steigerungen wurden durch die Auswirkungen der geringeren Aktivitäten in den Geo Märkten Nordafrika sowie West- und Südafrika, die Auswirkungen des Moratoriums bei Tiefwasserbohrungen im US-amerikanischen Golf von Mexiko und durch den frühjahrsbedingten Rückgang in Kanada teilweise aufgehoben.


Nordamerika

Der Erlös war im zweiten Quartal mit USD 1,11 Milliarden sequenziell 8 % und im Jahresvergleich 36 % höher. Der Betriebsgewinn vor Steuern war mit USD 116 Millionen sequenziell 40 % und im Jahresvergleich 1375 % höher.

Sequenziell stieg der Geo Markt auf dem US-amerikanischen Festland rapide um 35 % an, angetrieben durch eine 13-prozentige Zunahme der Bohranlagen, hohe Dienstleistungsintensität bei unkonventionellen Erdöl- und Erdgasreservoirs sowie anhaltende Preissteigerungen für Technologien von Well Services. Dieser Anstieg wurde durch geringere Erträge im kanadischen Geo Markt aufgrund des saisonalen Frühjahrsrückgangs und durch den sinkenden Erlös aus dem Geo Markt im US-amerikanischen Golf von Mexiko infolge des Moratoriums bei Tiefwasserbohrungen teilweise aufgehoben.

Die Umsatzrendite vor Steuern in der Gegend verbesserte sich sequenziell um 237 Basispunkte auf 10,4 %. Bei den verschiedenen Geo Märkten stieg die Umsatzrendite vor Steuern auf dem US-Festland sequenziell um 14,9 Prozentpunkte aufgrund steigender Aktivitäten und Preise bei Well Services, doch dieser Anstieg wurde durch geringere Umsatzrenditen vor Steuern im US-amerikanischen Golf von Mexiko und in Kanada infolge geringerer Aktivitäten gedämpft.

In Alaska konnte Drilling & Measurements mit der Bed-Boundary-Mapping-Technologie PeriScope* für das Alpine-Projekt von ConocoPhillips mit Erfolg eine 730 m lange horizontal-laterale Bohrung anlegen und blieb dabei stets innerhalb einer 4,5 m breiten Zone des Reservoirs. Die Bohrung ist mittlerweile abgeschlossen, und die Förderraten übertreffen die ursprünglichen Erwartungen.

Ebenfalls in Alaska führten die fortschrittlichen Logging-while-Drilling- und Reservoirsteuerungstechnologien EcoScope*, StethoScope* und ProVISION* der Schlumberger-Abteilung Drilling & Measurements für Brooks Range Petroleum zu Einsparungen bei den Bohrkosten in Höhe von USD 700.000 aufgrund der besseren Bohrleistungen sowie zu zusätzlichen Einsparungen in Höhe von USD 500.000 bei Rohrleitungen, da ein Rohrstrang bei einem Explorationsbohrloch unnötig wurde. Die Kombination der Messungen und der entsprechenden Auswertungen lieferte genügend Informationen, um die Zielzone zu charakterisieren.

In West-Texas wurde das Förderprotokollierungssystem FloScan Imager* von Wireline für horizontale und abgeschwenkte Bohrlöcher für Apache bei Rohrwendeln in einem Bohrloch im nördlichen McElroy-Feld eingesetzt. Weil in der Niederdruckbohrung kein natürlicher Fluss zustandekam, musste Flüssigstickstoff eingesetzt werden, um die Spülungssäule aus Wasser und Öl anzuheben. FloScan Imager wurde daraufhin eingesetzt, um den Beitrag jeder Zone des Bohrlochs zu bestimmen und das künstliche Fördersystem optimal positionieren zu können.

In Kanada wurde der Schlumberger-Abteilung Testing Services von Suncor ein dreijähriger Auftrag über mehrphasige Durchflussmessungen zugeteilt, der auch einen Bestellauftrag für 17 feste PhaseWatcher*-Ausrüstungssätze zur Überwachung der Bohrlochförderung umfasste, die mit der Technologie Vx* zum Testen mehrphasiger Bohrungen ausgerüstet sind. Die Vereinbarung folgte auf einen erfolgreichen Feldversuch, bei dem die Durchflussmesser die Präzision der Förderdurchflussmessungen verbessern und die Förderparameter in Echtzeit optimieren konnten. Dabei handelt es sich um den ersten Einsatz der Vx-Technologie bei SAGD-Betrieben (Steam-Assisted Gravity Drainage).

Statoil Canada erteilte Schlumberger einen Exklusivauftrag zur Bereitstellung der für hohe Temperaturen geeigneten elektrischen Unterwasserpumpsysteme REDA Hotline550* für das erste Ölsandprojekt des Unternehmens. Die Hotline550-Pumpen wurden aufgrund ihrer Beständigkeit in den hohen Temperaturen bei der Förderung mittels Dampffluten ausgewählt.


Lateinamerika

Der Erlös im zweiten Quartal stieg mit USD 1,14 Milliarden sequenziell um 8 % und im Jahresvergleich um 15 %. Der Betriebsgewinn vor Steuern stieg mit USD 205 Millionen sequenziell um 10 % und im Jahresvergleich um 17 %.

Sequenziell stieg der Erlös im Geo Markt Mexiko/Zentralamerika hauptsächlich aufgrund höherer Aktivität und verbesserter IPM-Bohrleistungen, steigender Offshore-Aktivitäten infolge besserer Wetterbedingungen sowie aufgrund der Komplettierung von Aufträgen für Schlumberger Information Solutions (SIS). Der Erlös im Geo Markt Brasilien stieg infolge der anhaltenden Ausdehnung von Offshore-Aktivitäten, während der Geo Markt Argentinien/Bolivien/Chile ein durch Bohraktivitäten bei unkonventionellen Gasprojekten angetriebenes Wachstum verzeichnete. Diese Steigerungen wurden jedoch durch geringere Erträge aus dem Geo Markt Venezuela / Trinidad und Tobago, hauptsächlich im Bereich SIS, und aus dem Geo Markt Peru/Kolumbien/Ecuador infolge von sinkenden Ausrüstungsumsätzen bei Testing Services und niedrigeren Gewinnanteilen bei IPM-Projekten teilweise aufgehoben.

Die Umsatzrendite vor Steuern betrug 17,9 % oder 35 Basispunkte mehr, hauptsächlich aufgrund der höheren Aktivitäten in den Geo Märkten Mexiko/Zentralamerika und Argentinien/Bolivien/Chile.

In Brasilien erhielt Schlumberger von Petrobras einen Auftrag über zwei neue Stimulationsschiffe mit einem ursprünglichen Zeitrahmen von fünf Jahren und einer Verlängerungsoption um weitere fünf Jahre. Die Auftragsvergabe markiert nach längerer Abwesenheit den Wiedereinstieg von Schlumberger in den brasilianischen Markt für Stimulationsschiffe. Infolge dieses Auftrags wird die Stimulierungstechnologie von Schlumberger zur Leistungsoptimierung der Reservoirs von Petrobras beitragen, darunter auch diejenigen in Vor-Salz-Zonen. Die hochmodernen neuen Schiffe, die „DeepSTIM Brasil I“ und „II“, werden speziell für den Kunden angefertigt und gemäß Clean-Design-Standards gebaut, wodurch die Umweltbelastung durch Abgase, Ausflüsse ins Meer und unfallbedingte Beschädigungen des Schiffsrumpfs gesenkt wird.

In Mexiko erhielt Schlumberger von PEMEX einen Auftrag über die Bereitstellung eines Stimulationsschiffs mit Matrixsäuerung, hydraulischer Frakturierung und Stickstoffpumpen für Offshore-Betriebe. Der Dreijahresvertrag bietet die Option auf eine dreijährige Verlängerung und verleiht Schlumberger eine Präsenz im mexikanischen Markt für Offshore-Stimulierungstätigkeiten.

Bei einer Tiefwasserbohrung für PEMEX in Mexiko wurden zwei innovative Dienstleistungen von Schlumberger eingesetzt, um Tiefwasserprojekte zu optimieren und neue Förderzonen zu bestimmen. So brachte die Analyse von Drucktransienten unter Einsatz der modularen Technologie MDT* zur Formationsdynamikprüfung einen Mehrwert für das Bohrlochtestprogramm, während die Rotary-Kernbohrtechnologie MSCT* zur Optimierung des Kernbohrprogramms beitrug, indem qualitativ hochwertige Kernproben für geologische Unsicherheitsanalysen gewonnen werden konnten.

Im nordmexikanischen Gebiet von PEMEX ermöglichten das akustische Scannersystem Sonic Scanner* und die bildgebenden FMI*-Technologien (Fullbore Formation Microimager) von Schlumberger Wireline eine Charakterisierung natürlicher Fraktursysteme in gasführenden Karbonatformationen mit hohem Widerstand, wo ausgerichtete Perforierungen für eine optimale Förderung angebracht werden mussten. Diese Lösung erwies sich im Anschluss an einen Wechsel von wasserbasiertem zu ölbasiertem Bohrschlamm als notwendig, um die Bohreffizienz zu verbessern.

In Peru konnten durch die für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs vorgesehene EcoScope-Technologie von Drilling & Measurements im Corvina-Feld für BPZ Energy zuvor unentdeckte Förderzonen mit geringem Widerstand bestimmt werden. Außerdem konnte BPZ Energy dank dem Echtzeit-Monitoring und der petrophysikalischen Interpretation von Data & Consulting Services eine zukünftige Erschließung dieses Gebiets planen.

Ebenfalls in Peru hat die Pluspetrol Corporation die Überwachungstechnologie PhaseWatcher der Schlumberger-Abteilung Testing Services für den Mehrphasenförderungsbereich ausgewählt, um die Gas- und Kondensatförderung bei zwei Bohrungen im peruanischen Dschungel zu überwachen. Die Auftragsvergabe erfolgte, nachdem der Kunde die einzigartige integrierte Technologielösung von Schlumberger ausgewertet hatte, bei der die Ausrüstung PhaseSampler* für die Entnahme mehrphasiger Proben kombiniert mit den Mehrphasenmessungen von PhaseWatcher eingesetzt wird, um Unsicherheiten in Bezug auf das Flüssigkeitsverhalten zu reduzieren.

In Kolumbien führte Schlumberger Wireline im Llanos-Becken mit Erfolg eine seismische Walkaway-Untersuchung mit 20 Bohrlochsensoren und 80 Vibratorpositionen für Cepcolsa durch. Die Ergebnisse in hoher Auflösung beseitigten frühere Unsicherheiten im strukturgeologischen Modell und führten dazu, dass eine geplante Offset-Bohrung neu positioniert wurde, um eine geologische Bruchlinie zu umgehen.

Ebenfalls in Kolumbien wählte Ecopetrol aufgrund der Auswertung einer Reihe von mechanischen Eigenschaften von Zementschlamm die fortschrittliche FlexSTONE*-Technologie (biegsamer Zement) von Schlumberger für im Auftrag betriebene Bohrungen aus, die für hydraulische Frakturierungen und Stimulationsbehandlungen vorgesehen sind, sowie für andere Bohrungen, die voraussichtlich dynamischen Belastungen ausgesetzt sein werden.

Andernorts in Kolumbien sind die Technologie EasyBLOK* zur Kontrolle von Gasmigration und die fortschrittliche Fasertechnologie CemNET* von Well Services beim Produktionsmanagementbündnis mit Ecopetrol im Casabe-Feld bei der Überwindung von Schwierigkeiten im Zusammenhang mit Flüssigkeitsmigrationen innerhalb der Formation während Zementierungstätigkeiten bei Explorationsbohrungen in Grenznähe des Feldes behilflich. Diese fortschrittlichen Zement-Technologien werden in Übereinstimmung mit technischen Risikosimulationen eingesetzt, die von den Schlumberger-Dienstleistungen CemCADE* (Zementdesign), WELLCLEAN* (Schlammentfernung) und GasMigrationAdvisor* (Software) entwickelt wurden.

In Venezuela führte Schlumberger Wireline für die PDVSA-Abteilung für Offshore-Anlagen mit Erfolg die triaxiale Induktionstechnik Rt Scanner* und die Elementarspektroskopie ECS* in einer Bohrung im Dragon-Feld vor der Nordostküste der Paria-Halbinsel ein. Die neuen Messungen, die speziell für die Auswertung von anisotropen mehrschichtigen Formationen konstruiert wurden, helfen PDVSA beim Aufbau eines präziseren Reservoirmodells zwecks Optimierung der Gasförderung im Feld. Aufgrund der Ergebnisse hat PDVSA bereits dieselben Dienstleistungen für künftige Bohrungen bestellt.

Andernorts in Venezuela erzielten Technologien von Drilling & Measurements einen Weltrekord bei einer 17,5-Zoll-Bohrung für PDVSA Oriental Norte im Travis-Norte-Feld. Der Bohrlochmotor, die Instrumente für Messungen während des Bohrvorgangs und die bizentrische Bohrspitze verzeichneten eine hervorragende Zirkulationszeit von 509,5 Stunden. Dieser Rekord ist den großen Bemühungen sämtlicher beteiligter Schlumberger-Abteilungen in Bezug auf gute Bohrpraktiken und der Unterstützung durch das IPM-Team auf der Anlage SDS-97 zu verdanken.


Europa/GUS/Afrika

Der Erlös im zweiten Quartal war mit USD 1,74 Milliarden sequenziell 7 % höher, im Jahresvergleich jedoch 2 % geringer. Der Betriebsgewinn vor Steuern war mit USD 319 Millionen sequenziell 9 % höher, im Jahresvergleich jedoch 26 % geringer.

Sequenziell stieg der Erlös aus Russland mit der nachwinterlichen saisonalen Erholung bei den Aktivitäten und höheren Umsätzen bei Artificial-Lift-Systemen, während der Geo Markt Nordsee Wachstum bei höheren Explorations- und Auswertungsaktivitäten im britischen Sektor sowie bei steigenden Bohraktivitäten im norwegischen Sektor verzeichnete. Diese Steigerungen wurden durch eine Abnahme im Geo Markt Nordafrika aufgrund des Abschlusses zweier IPM-Projekte und geringere Umsätze bei Testing Services, Completions und Artificial-Lift-Ausrüstungen teilweise aufgehoben. Auch der Geo Markt West- und Südafrika verzeichnete einen sequenziellen Ertragsrückgang aufgrund sinkender explorationsbezogener Dienstleistungen wegen geringerer Bohraktivitäten, welche zu sinkender Nachfrage nach Technologien von Drilling & Measurements führte.

Die Umsatzrendite vor Steuern verbesserte sich um 29 Basispunkte auf 18,4 %, da die positiven Auswirkungen der steigenden Aktivitäten in Russland und des günstigeren Ertragsmix im Geo Markt Nordsee die Auswirkungen des abnehmenden Erlöses aus den Geo Märkten West- und Südafrika sowie Nordafrika mehr als ausgleichen konnten.

Im britischen Sektor der Nordsee wurde die mehrstufige Frakturierungs- und Abschlusstechnologie StageFRAC* von Well Services für BP bei einer Nebenbohrung im Machar-Feld eingesetzt, die einen Wassereinbruch und eine unberechenbare natürliche Bruchdichte aufwies. Sieben Brüche wurden in den besten Abschnitten des Reservoirs angelegt, und zwar mithilfe der Technologie MSR* zur Schlamm- und Schlickentfernung sowie des viskoelastischen Umlenksystems VDA*, die vom Stimulationsschiff „BIGORANGE XVIII“ aus eingesetzt wurden. Der anfängliche Produktivitätsindex war dreimal höher als erwartet, und die Bohrung wurde mit einem erheblichen Zeitgewinn abgeschlossen.

In Norwegen gewann Schlumberger von Eni einen Fünfjahresvertrag für Bohrabschlüsse mit mehreren Optionen auf Verlängerungen beim Erschließungsprojekt im Goliat-Ölfeld in der Barentssee. Der Auftrag umfasst Technologien für Bohrabschlüsse im unteren Bereich, die Packer zur Aufhängung von Sieben, Siebe, Geräte zur Überwachung von Einströmungen, mechanische Ventilsysteme FIV* zur Formationsisolierung und Packer für unverrohrte Bohrungen abdecken. Dieser Auftrag deckt auch andere norwegische Felder von Eni ab, so etwa das Marulk-Feld, das 2011 erschlossen werden soll.

In Polen werden Zement-Technologien von Schlumberger erfolgreich im unterirdischen Gasspeicherfeld Wierzchowice für Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA (PGNiG) eingesetzt. Die Bohrlöcher im Feld sind erheblichen zyklischen Druck- und Temperaturschwankungen ausgesetzt, und die Speicherformationen weisen sehr tiefe Bruchgradienten auf. Eine Kombination der Technologien FlexSTONE (biegsamer Zement) und LiteCRETE* (Schlammsystem) wurde eingesetzt, um der zyklischen Ausdehnung und Einschnürung des Bohrrohrs im Speicherfeld standzuhalten und eine hohe Druckkraft mit geringer Schlammdichte bereitzustellen. Vier Bohrungen wurden dieser Technologiekombination abgeschlossen, und weitere sind in Planung.

In einem bohrerlosen Arbeitsgang für Groupement Ourhoud in Algerien, einer Partnerschaft zwischen Sonatrach, Anadarko, Burlington Resources, Cepsa, Eni, Maersk und Talisman Energy, bestand die größte Herausforderung in einer Aufwärtsperforierung in mehreren kleinen Abständen statt über den gesamten horizontalen Abschnitt bei gleichzeitiger Aufrechterhaltung präziser Tiefenkontrolle. Dies wurde mit einem speziell für horizontale Bohrlochabschlüsse konstruierten Perforationsstrang mit Erfolg erreicht. Für diese Maßanfertigung wurden neue Technologien eingesetzt, darunter das System PURE* für saubere Perforationen, wählbare Schalter für die Perforationskanonen, gesicherte Zünder und die Ladungen PowerJet Omega* mit hoher Durchschlagskraft. Bei dieser Bohrung, die in zwei Arbeitsschritten perforiert wurde, werden derzeit über die Gesamtlänge 2000 m3 Rohöl pro Tag gefördert.

In Libyen wurden vier von Mellitah Oil and Gas (einem von NOC/Eni kontrollierten Joint Venture) betriebene Bohrlöcher in alten Feldern mit Technologien von Schlumberger Wireline stimuliert, um die hauptsächlich durch Schichtbildung hervorgerufene sinkende Ölförderung rückgängig zu machen. Bei der eingesetzten Stimulationstechnik handelt es sich um eine Anpassung der PURE-Technologie für saubere Perforationen, die zu einem durchschnittlichen Anstieg der Ölförderung um 325 % mit einer entsprechenden Abnahme des Wasseranteils um 35 % führte.

Im Aktas-Feld in Kasachstan wurde das Unterdruckperforationssystem PURE für saubere Perforationen von Schlumberger Wireline für die Tasbulat Oil Corporation eingesetzt, um die Fördermenge in neu angelegten Bohrungen anzukurbeln, die für die Pläne zur Verbesserung der Fördermenge im Rahmen der nachhaltigen Erschließung des Feldes entscheidend sind. Der Erfolg dieser Technologie hat zum Einsatz des Impulses P4* nach der Perforation geführt, einer neuartigen Perforationstechnik, die einen Druckimpuls von genügender Stärke erzeugt, um die Formation aufzubrechen.

In einem größeren Feld mit komplexer Geologie in Ostsibirien wurde herkömmliche Bohr- und Steuerungstechnologie eingesetzt, um für TNK-BP die horizontalen Bohrlochabschnitte in einer dünnen Reservoirschicht anzulegen. Die Einführung der Technologien PowerDrive* (lenkbares Drehbohrsystem), IMPulse* (für Messungen während des Bohrvorgangs) und adnVISION* (für Datenerfassung während des Bohrvorgangs) hat zu drastischen Verbesserungen beim Zeitaufwand für die Bohrung und bei der Produktivität geführt. Dank den durch die Technologien ermöglichten petrophysikalischen Echtzeitmessungen konnten Geologen von Schlumberger und TNK-BP eine Bohrung im optimalen Teil des Reservoirs anlegen, und durch das PowerDrive-System reduzierte sich die Bohrzeit für den horizontalen Abschnitt um drei Tage.

In Russland erhöhte die Schlumberger-Abteilung Drilling & Measurements die Anzahl gerichteter Bohrdienstleistungen für JSC Gazprom Neft in Muravlenko erheblich und erstellte zusätzliche 19 horizontale und 4 abgeschwenkte Nebenbohrungen. Die Vergabe dieser zusätzlichen Bohrungen, die aufgrund der Erfahrung und der Dienstleistungsqualität erfolgte, macht Schlumberger zum größten Anbieter gerichteter Bohrdienstleistungen in dem hart umkämpften und wichtigen Markt für Horizontalbohrungen in Westsibirien.


Naher Osten & Asien

Der Erlös im zweiten Quartal stieg mit USD 1,37 Milliarden sequenziell um 4 % und im Jahresvergleich um 5 %. Der Betriebsgewinn vor Steuern stieg mit USD 427 Millionen sequenziell um 4 % und im Jahresvergleich um 2 %.

Sequenziell wurde in den meisten Geo Märkten im Nahen Osten ein Ertragswachstum aufgrund gestiegener Aktivitäten, die zu einer starken Nachfrage nach Wireline-Dienstleistungen führte, sowie aufgrund höherer Umsätze bei Produkten von Well Services und Artificial-Lift-Ausrüstungen verzeichnet. Diese Steigerungen wurden durch einen Ertragsrückgang im Geo Markt Australien/Papua-Neuguinea infolge von Veränderungen beim Mix aus Offshore-Aktivitäten mit einem entsprechenden Rückgang bei der Nachfrage nach Dienstleistungen von Wireline und Drilling & Measurements sowie durch einen Rückgang im ostasiatischen Geo Markt infolge von geringeren IPM-Aktivitäten teilweise aufgehoben.

Die Umsatzrendite vor Steuern blieb mit 31,1 % sehr stark, da die positiven Auswirkungen der erhöhten Aktivitäten in den Geo Märkten im Nahen Osten die Auswirkungen eines ungünstigeren Ertragsmix im Geo Markt Australien/Papua-Neuguinea ausgleichen konnten.

In Saudiarabien wurde für Saudi Aramco eine Kombination aus den Wireline-Technologien FloScan Imager und RST* (Instrument für Sättigung von Reservoirs) bei Rohrwendeln angebracht. Durch FloScan Imager konnte der Gesamtbeitrag jeder Nebenbohrung bestimmt werden. RST wurde im Aufzeichnungsmodus für Wasserdurchfluss eingesetzt, um die Wassereintrittszonen bei jeder Nebenbohrung zu lokalisieren. Damit wurde zum ersten Mal in Saudiarabien ein multilaterales Rohrwendelinstrument für Wasserdurchflussaufzeichnungen verwendet, wo die Überwachung und Entscheidungsfindung in Echtzeit ein entscheidender Erfolgsfaktor für solche Arbeiten ist.

Ebenfalls in Saudiarabien wurde die aktive Zementaushärtungstechnologie FUTUR* der Schlumberger-Abteilung Well Services für LUKOIL Saudi Arabia Energy Limited in einer Erdgasbohrung eingesetzt, die unter schwankenden Temperatur- und Druckbedingungen im offenen Bohrloch getestet werden sollte. Nach der Platzierung bestätigten Auswertungsaufzeichnungen eine optimale Zementbindung in dem Abschnitt, was darauf hinweist, dass der selbstreparierende Zement darauf reagieren kann, falls die zyklischen Testbelastungen im Bohrloch zum Verlust von Zonenabdichtungen führen sollten.

Andernorts in Saudiarabien wurde die fortschrittliche Technologie FlexSTONE HT* (biegsamer Zement für Hochtemperaturbereiche) eingesetzt, um die Auskleidung eines Bohrlochs von LUKOIL Saudi Arabia Energy Limited zu zementieren, das frakturiert werden sollte. Die Zementierung wurde auf Basis des erwarteten Drucks und der Temperaturveränderungen bei der Bruchstimulation vorgenommen, wobei anschließende Aufzeichnungen der Zementbindung eine vorzügliche Bindung zwischen Bohrrohr und Zement sowie zwischen Zement und Formation nachwiesen. Während der Frakturierung entstanden Druckwerte von bis zu 96.530 Kilopascal und Temperaturen von bis zu 171 °C.

In Oman erhielt Schlumberger einen Fünfjahresvertrag über Förderungsdienstleistungen bei Bohrungen von Petroleum Development Oman. Der Auftrag umfasst hydraulische Frakturierungsdienstleistungen mit Rohrwendeln und Sandtransport zur Oberfläche sowie Rückflussarbeiten am Bohrloch zur Formationsreinigung. Der Auftrag, der die größte Anzahl an jährlichen Bruchabschnitten in dieser Gegend umfasst, wurde aufgrund der betrieblichen Effizienz, der Dienstleistungserbringung und der technischen Unterstützung vergeben.

In Indien halfen Wireline-Dienstleistungen mit neuen Technologien dem Unternehmen Reliance Industries Limited bei der Bestimmung präziser Reservoireigenschaften in einem dünn geschichteten Reservoir. Dank der Kombination der Technologien Rt Scanner (triaxiale Induktionstechnik) und OBMI* (Mikroimager auf Ölbasis) konnten dünne Sandschichten innerhalb des Reservoirs erfolgreich identifiziert werden, während die Dienstleistung PressureXpress* für Formationsdruckangaben während der Aufzeichnung für die Bestimmung von Druckgradienten eingesetzt wurde und die Kommunikation zwischen einzelnen dünnen Betten bestätigte. Infolge der insgesamt präzisierten Tiefenabstimmung wurde die Effizienz der anschließenden Formationsflüssigkeitsproben durch MDT bei korrekten Tiefen und in kürzerer Zeit optimiert.

Im Golf von Thailand wurde die Bed-Boundary-Mapping-Technologie PeriScope von Drilling & Measurements für Salamander Energy bei einem Erschließungsprojekt mit drei horizontalen Bohrungen im Feld eingesetzt. Die fortschrittliche Technologie führte zu einer erfolgreichen Platzierung der Bohrlöcher in optimalen Reservoirabschnitten, was zu einer wesentlichen Steigerung der Fördermenge führte. Alle drei Quellen flossen bei Tests im oberen Bereich der geschätzten Werte und sind in Betrieb genommen worden.

Ebenfalls im Golf von Thailand wurde die Wireline-Technologie CHDT* (Dynamiktest für verrohrte Bohrungen) für NuCoastal (Thailand) Limited eingesetzt, um den Erschöpfungsgrad und die Konnektivität des Reservoirs anhand von bestehenden Bohrungen zu überprüfen und neue Perforationsabschnitte zu bestimmen. Darüber hinaus wurde die modulare MDT-Technologie mit Dual-Packerfunktion in Kombination mit dem System InSitu Fluid Analyzer* eingesetzt, um das Vorkommen von Kohlenwasserstoffen in Formationen mit geringer Permeabilität nachzuweisen. Die Echtzeitfunktion des InSitu-Systems bestätigte, dass die neuen Zonen über dieselben Eigenschaften verfügen wie das Hauptfeld.

Schlumberger wurde von CNOOC China Ltd. Tianjin (CCLT) in China ein wichtiges Projekt für integrierte Abschlüsse zugesprochen. Der 18 Bohrungen umfassende Auftrag ist das Ergebnis intensiver Nachforschungen zum Reservoir und zu Bohrlochplatzierungen. CCLT arbeitete mit verschiedenen Schlumberger-Technologien, um die optimale Bohrlocharchitektur zum Erreichen der erweiterten Förderziele zu bestimmen. Zahlreiche Methoden wurden untersucht, bevor ein offener Abschluss mit Kiesfilter im unteren Bereich ausgewählt wurde. Die Abschlusskonstruktion im oberen Bereich wurde unter Verwendung der unterirdischen Sicherheitsventile, Förderpacker, chemischen Injektionssysteme und künstlichen Hebesysteme von Schlumberger beendet.

In Ost-Malaysia wurde die Flüssigkeitstechnologie OilSEEKER* von Well Services für Shell eingesetzt, um abnehmende Fördermengen in einer Bohrung mit hohem Wasseranteil auf der Plattform South Fourious rückgängig zu machen. Dank der Technologie konnte die Wasserzone erfolgreich verstopft werden, um die Behandlungsflüssigkeit in die Ölschicht umzuleiten und die Schäden aus der Migration von Feinteilen zu beseitigen. Der Oberflächendruck während des Pumpvorgangs wies auf die hervorragende Effizienz der Flüssigkeit hin, und nach der Behandlung stabilisierte sich die Fördermenge bei einer Steigerung von 100 bbl/Tag und einem Wasseranteil von 30 %.

In Indonesien half eine enge Zusammenarbeit zwischen TOTAL E&P Indonesia und der Schlumberger-Abteilung Well Services bei der Aufrechterhaltung optimaler Fördermengen bei einem riesigen alten Handil-Ölfeld. Bei dem strukturell geschichteten Reservoir mit vielen verschiedenen Permeabilitätswerten in den Zielzonen führte der Einsatz kürzlich erzielter Fortschritte bei Workover-Techniken ohne Ausziehen oder Ersetzen des Abschlusses zu weiteren Komplikationen bei den Sanierungsmaßnahmen. Dennoch wurde eine erfolgreiche Zementsanierungskampagne durchgeführt, um wasserproduzierende Zonen mithilfe von diversen Zement-Technologien von Schlumberger mit innovativen Platzierungstechniken zu isolieren.


WesternGeco

Der Erlös aus dem zweiten Quartal war mit USD 476 Millionen sequenziell 1 % höher, im Jahresvergleich aber 15 % niedriger. Der Betriebsgewinn vor Steuern sank mit USD 47 Millionen sequenziell um 31 % und im Jahresvergleich um 52 %.

Sequenziell stieg der Erlös im Marine-Bereich hauptsächlich aufgrund der Aufnahme zweier neuer Schiffe in die Flotte sowie aufgrund besserer Rentabilität bei einigen Projekten. Der Erlös im Bereich Data Processing stieg aufgrund zunehmender Aktivitäten in Europa, Afrika und Nordamerika. Diese Zunahmen wurden teilweise aufgehoben durch geringere Multiclient-Erträge, vor allem im Anschluss an das saisonal bedingt stärkere erste Quartal in Nordamerika, und durch geringere Erträge im Land-Bereich im Anschluss an die Fertigstellung eines Auftrags im Nahen Osten.

Die Umsatzrendite vor Steuern sank sequenziell um 447 Basispunkte auf 9,8 %, hauptsächlich aufgrund der Abnahme des Erlöses im Multiclient-Bereich sowie im Land-Bereich zusammen mit den Kosten für die Inbetriebnahme eines Projektes an Land in Afrika. Diese Abschwächungen wurden durch die positiven Auswirkungen der höheren Rentabilität im Marine-Bereich teilweise aufgehoben.

WesternGeco schloss die Erfassung von zwei dreidimensionalen DISCover*-Untersuchungen für Oil & Natural Gas Corporation Limited (ONGC) vor der Westküste Indiens ab. Die DISCover-Technik wird durch Q-Marine*-Technologie ermöglicht und verwendet zerstreute Streamer, die unter einem herkömmlichen dreidimensionalen Streamer-Array durchs Wasser gezogen werden, wodurch sich ein Datensatz mit breiterer Bandbreite ergibt. Die Technik wurde in zwei Blöcken von 500 km2 bzw. 1000 km2 eingesetzt. Die Projekte waren auf eine Verbesserung der seismischen Bildgebung des Abschnitts unterhalb der Basaltformation angelegt, was eine der entscheidenden Herausforderungen bei diesen Grenzbecken in den indischen Gebieten von Kerala-Konkan und Gujarat darstellt. Die Erfassung begann im März und wurde vor Beginn der Monsun-Saison abgeschlossen. Derzeit werden die Daten im GeoSolutions-Zentrum von WesternGeco in Mumbai verarbeitet.

Im zweiten Quartal 2010 schloss WesternGeco die Erfassung einer neuen Multiclient-Untersuchung in der westlich von Loppa gelegenen Gegend der Barentssee ab. Die 1491 km2 abdeckende Untersuchung erweitert die 2008 und 2009 erfasste 3-D-Abdeckung eines spannenden Gebietes, in dem die Kartierung bestehender zweidimensionaler Daten potenzielle Reserven aus Tertiär, Kreide und Jura nachgewiesen hat. Die beschleunigt verarbeiteten seismischen Daten, einschließlich dreidimensionaler GSMP*-Daten (generelle Oberflächendaten mit mehreren Prädiktoren), werden bis Ende Juli bereitstehen, gerade rechtzeitig für die 21. Lizenzierungsrunde in norwegischen Gewässern.

Im US-amerikanischen Golf von Mexiko schloss eine Q-Marine-Mannschaft für Multiclient-Wide-Azimut-Untersuchungen von WesternGeco die Erfassung der E-Octopus-X-Untersuchung über der Fundstelle im Gebiet Garden Banks Tiber ab. Eine zweite Mannschaft führte die Erfassung der Wide-Azimut-Untersuchung E-Octopus VIII in den höchst viel versprechenden Gebieten Alaminos und Keathley Canyon weiter.

Die Multiclient-Bibliothek von WesternGeco wurde im Verlaufe des Quartals um verschiedene abgeschlossene Offshore- und Onshore-Projekte in Nordamerika erweitert. In der Walker-Ridge-Gegend des US-amerikanischen Golfs von Mexiko wurden die Endprodukte von E-Octopus VI abgeliefert, einschließlich eines Bandes zu Reverse-Time-Migration. Bei der Erstellung des Geschwindigkeitsmodells bei dieser Wide-Azimut-Untersuchung wurde eine eingeschränkte Tomografie mit erfolgreichen Ergebnissen verwendet. An Land sind die endgültigen Ergebnisse der anisotropen Tiefenmigration sowohl für die 3-D-Untersuchung Q-Land* im Piceance-Becken im Bezirk Rio Blanco in Colorado als auch für das KGD-Projekt (Karnes DeWitt Goliad) in Südtexas verfügbar.

In Nordamerika umfassten die Erfassungstätigkeiten an Land einen ermutigenden Machbarkeitstest mit Punktempfänger für den Bakken-Schiefer in der produktiven Gegend des Williston-Beckens. Bei diesem Test wurde ein Mini-Erfassungssystem des Typs Q-Land eingesetzt, um empfängerdichte 2-D-Linien zu erfassen. Die gesammelten Informationen werden für eine Untersuchungsauswertung verwendet sowie zur Bestimmung der optimalen Parameter für eine mögliche größere 3-D-Erfassungsuntersuchung mit Q-Land.


Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Daten für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie auf der ganzen Welt. Mit zirka 83.000 Mitarbeitern, die über 140 verschiedene Nationalitäten umfassen und in rund 80 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit größte Auswahl an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston und Den Haag und hat im Jahr 2009 einen Konzernertrag in Höhe von USD 22,70 Milliarden ausgewiesen. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger

Die Dienstleistung EcoScope verwendet Technologie, die durch eine Zusammenarbeit zwischen der Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), ehemals Japan National Corporation (JNOC), und Schlumberger zustandekam.


Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, 23. Juli 2010, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und Geschäftsprognose. Die Konferenz beginnt um 8 Uhr US Central Time (15 Uhr MEZ) und ist öffentlich zugänglich. Um teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1-800-230-1096 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-612-332-0107 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis am 23. August 2010 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 157440 ein.

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

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

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