Schlumberger Ltzd. gibt Ergebnisse des ersten Quartals 2012 bekannt

PARIS -- (BUSINESS WIRE) -- Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute einen Umsatz von 10,61 Milliarden US-Dollar (USD) für das erste Quartal 2012 gemeldet, dies gegenüber 10,97 Milliarden USD im vierten Quartal 2011 und 8,72 Milliarden USD im ersten Quartal 2011.

Die auf Schlumberger entfallenden Nettoeinnahmen unter Ausschluss von Kosten und Krediten betrugen 1,31 Milliarden USD – eine Abschwächung um 12 Prozent gegenüber dem Vorquartal, jedoch eine Steigerung um 35 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der verwässerte Gewinn je Aktie unter Ausschluss von Kosten und Krediten betrug 0,98 USD gegenüber 1,11 USD im Vorquartal und 0,71 USD im ersten Quartal 2011.

Schlumberger verzeichnete im ersten Quartal 2012 Belastungen in Höhe von 0,01 USD je Aktie, dies gegenüber 0,06 USD je Aktie im Vorquartal und 0,02 USD je Aktie im ersten Quartal 2011.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services sank mit 9,92 Milliarden USD gegenüber dem Vorquartal um 4 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 22 Prozent. Die Betriebseinnahmen vor Steuern in diesem Segment waren mit 1,94 Milliarden USD um 10 Prozent niedriger als im Vorquartal, im Jahresvergleich jedoch um 33 Prozent höher.

Der Umsatz im Bereich Distribution stieg mit 713 Millionen USD gegenüber dem Vorquartal um 4 Prozent und im Jahresvergleich um 19 Prozent. Die Betriebseinnahmen vor Steuern in diesem Segment stiegen mit 35 Millionen USD gegenüber dem Vorquartal um 32 Prozent und im Jahresvergleich um 56 Prozent.

Der CEO von Schlumberger Paal Kibsgaard erklärte: „Während der Ertrag infolge des normalen saisonalen Abschwungs bei Produkt-, Software- und Multiclient-Umsätzen zurückging, wiesen unsere Ergebnisse aus dem ersten Quartal gute Fortschritte aus, die von globalen Explorations- und Tiefseeaktivitäten angetrieben und durch starke Ausführung und betriebliche Spitzenleistungen gestützt wurden.

Unter Ausschluss der saisonalen Umsatzauswirkungen blieb der Ertrag in Nordamerika gegenüber dem Vorquartal stabil. An Land beschleunigte sich die Verschiebung bei Bohrungen und Servicekapazitäten von gasreichen hin zu flüssigkeitsreichen Becken. Infolgedessen erreichte die bereits in früheren Quartalen festgestellte Preisschwäche auch die flüssigkeitsreichen Becken. Im Offshore-Bereich trugen vermehrte Bohr- und Tiefseeexplorationsaktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko positiv zu den Ergebnissen bei.

International sorgten die normalen Auswirkungen des Winterwetters und der Umsätze zum Jahresende für geringere Erträge, doch dank steigenden Explorations- und Tiefseeaktivitäten mit höherer Rendite in diversen Regionen sowie starker Ausführung in sämtlichen Geschäftsbereichen blieb die Rendite gegenüber dem Vorquartal stabil. Aktivitäten an Land waren im Nahen und Mittleren Osten und in Nordafrika weiterhin gut.

Angebote für Großprojekte mit herkömmlichen Technologien blieben wettbewerbsfähig. Das Sentiment weist allerdings auf eine steigende Preisgestaltung hin, da die meisten der großen internationalen Aufträge nun neu ausgeschrieben wurden und sich die Servicekapazitäten weiter verschärfen.

WesternGeco verzeichnete bei seismischen Meeresdaten ein starkes erstes Quartal. Kapazitäten für die kommenden Quartale werden rasch ausgefüllt, angetrieben durch vermehrte Aktivitäten in Westafrika, in der Nordsee, der Arktis und in Brasilien. Der Auftragsbestand stieg während des Quartals an, und bei den Preisen zeigen sich ebenfalls steigende Tendenzen.

Während gewisse Unsicherheiten im Zusammenhang mit den globalen Finanzmärkten und möglichen geopolitischen Ereignissen bestehen bleiben, hat das Risiko einer globale Rezession mit zwei Talsohlen („double-dip“) abgenommen. Die Nachfrage nach Erdöl scheint sich für 2012 stabilisiert zu haben, das Angebot bleibt jedoch durch schwache Leistungen in Nicht-OPEC-Staaten und geringe Reservekapazitäten limitiert. Dank diesen Einflussfaktoren dürfte der Ölpreis nur begrenzt sinken. In den USA haben Erdgasspeicher und das reichliche Angebot zu einer Schwächung bei Erdgasaktivitäten geführt, wobei eine kurzfristige Erholung recht unwahrscheinlich ist. International bleiben die Gaspreise dank starker Nachfrage jedoch stabil.

Wir halten an unseren positiven Aussichten in Bezug auf die internationalen Märkte fest und gehen davon aus, dass dank Stärken bei Explorations- und Tiefseeaktivitäten sowie in wichtigen Festlandmärkten die Anzahl der Bohrungen 2012 um über 10 Prozent steigen wird. Eine starke Ausführung, robuste Aufträge und ergiebige neue Technologien liefern die Grundlage, auf der wir aufbauen wollen. In Nordamerika bleiben wir etwas vorsichtiger, bis die Ungewissheiten rund um die Preisprognosen bei Bohrungen und Druckpumpen im Zusammenhang mit trockenem Gas abgenommen haben. Mit einem ausgewogenen Festland-Portfolio und starkem Einfluss im Tiefseebereich sind wir jedoch auch weiterhin in einer günstigen Lage, selbst in diesem Marktumfeld überdurchschnittliche Leistungen zu erbringen.“


Weitere Meldungen:

Im Verlauf des Quartals kaufte Schlumberger 4,4 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 74,01 USD für insgesamt 324 Millionen USD zurück.

Am 5. März 2012 gab WesternGeco die Gründung einer neuen Abteilung zum Verkauf und zur Vermietung des integrierten Punktempfängersystems UniQ* für seismische Landdaten an andere Dienstleistungsunternehmen sowie Energieunternehmen mit eigenen Mannschaften bekannt.

Am 20. März 2012 gab Schlumberger die Unterzeichnung eines Kaufvertrags zur Übernahme der SPT Group bekannt – dabei handelt es sich um ein norwegisches Softwareunternehmen in Privatbesitz, das sich auf dynamische Modellierungen für die Erdöl- und Erdgasindustrie spezialisiert hat. Die Übernahme unterliegt diversen Bedingungen, so auch den üblichen behördlichen Genehmigungen, und dürfte im zweiten Quartal 2012 abgeschlossen werden.

Am 10. April 2012 gab Schlumberger eine Vereinbarung mit National Oilwell Varco, Inc., zum Verkauf seiner Vertriebsfirma Wilson bekannt. Auch der Abschluss dieser Transaktion unterliegt diversen Bedingungen, und zwar auch den üblichen behördlichen Genehmigungen.


Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Beträge je Aktie)

Dreimonats-
Zeitraum bis 31. März 2012 2011

Umsatz $ 10.611 $ 8.716
Zinsen und sonstige Erträge, netto (1) 47 31
Ausgaben
Umsatzkosten (2) 8.474 7.055
Forschung und Engineering 275 254
Gemeinkosten 93 93
Fusion und Integration(2) 15 34
Zinsen 80 73
Gewinn vor Steuern 1.721 $ 1.238
Ertragsteuern (2) 411 295
Nettogewinn 1.310 943
Nettogewinn/(-verlust) aus Minderheitsbeteiligungen 9 (1 )
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn(2) $ 1.301 $ 944

Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger(2) $ 0,97 $ 0,69

Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.334 1.360
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.344 1.375

In Aufwendungen enthaltene Wertminderung und Abschreibung(3) $ 853 $ 788

1) Enthält folgende Zinserträge:
Dreimonatszeitraum 2012 – 10 Millionen USD (2011 – 10 Millionen USD)

2)
Eine Einzelaufstellung der Belastungen und Gutschriften findet sich auf Seite 6.

3)
Einschließlich Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten.


Zusammengefasste konsolidierte Bilanz

(Angaben in Millionen)

31. März 31. Dezember
Aktiva 2012 2011
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 4.085 $ 4.827
Forderungen 10.401 9.500
Sonstiges Umlaufvermögen 6.806 6.212
21.292 20.539
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 281 256
Anlagevermögen 13.314 12.993
Seismische Multiclient-Daten 454 425
Geschäftswert 14.199 14.154
Sonstige immaterielle Vermögenswerte 4.805 4.882
Sonstige Aktiva 2.021 1.952
$ 56.366 $ 55.201

Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 7.294 $ 7.579
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragssteuern 1.411 1.245
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 1.728 1.377
Auszuschüttende Dividenden 369 337
10.802 10.538
Langfristige Verbindlichkeiten 8.439 8.556
Pensionsnebenleistungen 1.717 1.732
Latente Steuern 1.749 1.731
Sonstige Verbindlichkeiten 1.171 1.252
23.878 23.809
Eigenkapital 32.488 31.392
$ 56.366 $ 55.201


Nettoverbindlichkeiten

„Nettoverbindlichkeiten“ sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, kurzfristige Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten. Einzelheiten zu Veränderungen bei Nettoverbindlichkeiten seit Jahresbeginn folgen:

(Angaben in Millionen US-Dollar)

Dreimonatszeitraum 2012
Nettoverbindlichkeiten zum 1. Januar 2012 $ (4.850 )
Nettogewinn 1.310
Wertminderung und Abschreibung 853
Renten und andere Aufwendungen für Pensionsnebenleistungen 97
Überschuss der Kapitalerträge über Dividendeneinkünfte (37 )
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 79
Renten und andere Rückstellungen für Pensionsnebenleistungen (54 )
Betriebskapitalerhöhung (1.567 )
Kapitalaufwendungen (961 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (101 )
Ausgeschüttete Dividenden (334 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 203
Aktienrückkaufprogramm (324 )
Sonstiges 5
Währungseffekte auf Nettoverbindlichkeiten (120 )
Nettoverbindlichkeiten zum 31. März 2012 $ (5.801 )

Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten

31. März
2012


31. Dezember
2011
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 4.085 $ 4.827
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 281 256
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (1.728 ) (1.377 )
Langfristige Verbindlichkeiten (8.439 ) (8.556 )
$ (5.801 ) $ (4.850 )


Belastungen und Gutschriften

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

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Beträge je Aktie)

Erstes Quartal 2012
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn, wie ausgewiesen $ 1.721 $ 411 $ 9 $ 1.301 $ 0,97

Fusions- und Integrationskosten 15 2 - 13 0,01 Fusion und Integration

Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.736 $ 413 $ 9 $ 1.314 $ 0,98

Viertes Quartal 2011
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie (*)
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn, wie ausgewiesen $ 1.886 $ 466 $ 6 $ 1.414 $ 1,05

Fusions- und Integrationskosten 22 2 - 20 0,01 Fusion und Integration
Abschreibung von Anlagen in Libyen 60 - - 60 0,04 Umsatzkosten

Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.968 $ 468 $ 6 $ 1.494 $ 1,11

Erstes Quartal 2011
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn, wie ausgewiesen $ 1.238 $ 295 $ (1 ) $ 944 $ 0,69

Fusions- und Integrationskosten 34 6 - 28 0,02 Fusion und Integration

Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.272 $ 301 $ (1 ) $ 972 $ 0,71

(*) Rundungsfehler möglich


Produktgruppen

(Angaben in Millionen)

Dreimonatszeitraum bis
31. März 2012 31. Dezember 2011
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Oilfield Services
Reservoir Characterization – Reservoircharakterisierung $ 2.586 $ 672 $ 2.787 $ 777
Drilling – Bohrungen(1) 3.785 657 3.805 650
Production – Förderung(1) 3.539 621 3.703 775
Konsolidierungen und Sonstiges 8 (7 ) 7 (33 )
9.918 1.943 10.302 2.169

Distribution – Verteilung 713 35 685 26
Konsolidierungen (20 ) - (13 ) -
693 35 672 26

Konzern und Sonstiges - (172 ) - (154 )
Zinserträge(2) - 10 - 8
Zinsaufwendungen(2) - (80 ) - (81 )
Belastungen und Gutschriften - (15 ) - (82 )
$ 10.611 $ 1.721 $ 10.974 $ 1.886


Geografische Regionen

(Angaben in Millionen)

Dreimonatszeitraum bis
31. März 2012 31. Dezember 2011
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Oilfield Services
Nordamerika $ 3.403 $ 777 $ 3.516 $ 947
Lateinamerika 1.754 321 1.834 302
Europa/GUS/Afrika 2.614 432 2.704 476
Naher und Mittlerer Osten sowie Asien 2.058 478 2.142 506
Konsolidierungen und Sonstiges 89 (65 ) 106 (62 )
9.918 1.943 10.302 2.169

Distribution – Verteilung 713 35 685 26
Konsolidierungen (20 ) - (13 ) -
693 35 672 26

Konzern und Sonstiges - (172 ) - (154 )
Zinserträge(2) - 10 - 8
Zinsaufwendungen(2) - (80 ) - (81 )
Belastungen und Gutschriften - (15 ) - (82 )
$ 10.611 $ 1.721 $ 10.974 $ 1.886

(1) Per 1. Januar 2012 wurde ein Bestandteil der Drilling-Gruppe neu der Production-Gruppe zugeteilt. Vergangene Angaben zu den einzelnen Produktgruppen wurden in Übereinstimmung mit dieser neuen Einteilung umgebucht.

(2) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind.


Oilfield Services

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 9,92 Milliarden USD gegenüber dem Vorquartal um 4 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 22 Prozent. Die saisonal starken Produkt-, Software- und Multiclient-Umsätze, die im vierten Quartal 2011 verzeichnet wurden, waren für rund zwei Drittel des Umsatzrückgangs im ersten Quartal 2012 gegenüber dem Vorquartal verantwortlich. Der Übergang bei den Aktivitäten von Well Services von gasreichen hin zu flüssigkeitsreichen Becken in Nordamerika hatte ebenfalls negative Auswirkungen auf die Ergebnisse, da eine reduzierte Flottenauslastung sowie Kapazitätserweiterungen für die neue Branche zu wettbewerbsbedingten Preissenkungen führten. Die Auswirkungen dieses Übergangs wurden jedoch durch vermehrte winterliche Explorationstätigkeiten in Westkanada und Alaska sowie gesteigerte Tiefseeaktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko aufgehoben. Unter Ausschluss saisonaler Effekte wiesen internationale Aktivitäten weiterhin kräftige Zeichen aus, besonders bei Tiefsee- und Explorationsaktivitäten im subsaharischen Afrika und in Lateinamerika.

Für die Reservoir Characterization Group sanken die Erträge hauptsächlich aufgrund niedrigerer Multiclient-Umsätze bei WesternGeco und niedrigerer Software-Umsätze bei Schlumberger Information Solutions (SIS) im Anschluss an die saisonalen Spitzen im vierten Quartal 2011, wobei diese Effekte durch höhere Erfassungsaktivitäten von WesternGeco im Meeresbereich teilweise aufgehoben wurden. Die Drilling Group verzeichnete stabile Erträge, da höhere Umsätze von M-I SWACO auf dem nordamerikanischen Festland, vermehrte Tiefseeaktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko und solide internationale Aktivitäten über die ganze Gruppe hinweg von geringeren IPM-Leistungen (Integrated Project Management) in den GeoMarkets Mexiko und Zentralamerika sowie Irak aufgehoben wurden. Die Production Group verzeichnete gegenüber dem Vorquartal sinkende Erträge aufgrund tieferer Preise für Well Services und tieferer Flottenauslastung auf dem nordamerikanischen Festland, der Auswirkungen der saisonal starken Ausrüstungsumsätze bei Artificial Lift und Completions Systems im vierten Quartal 2011 sowie geringerer Aktivitäten bei Framo und Schlumberger Production Management.

Geografisch betrachtet sanken die Erträge in der Region Nordamerika aufgrund niedrigerer Multiclient-Umsätze bei WesternGeco im Anschluss an die saisonal starken Ergebnisse im vierten Quartal 2011. Unter Ausschluss dieser Auswirkungen waren die Erträge gegenüber dem Vorquartal stabil, da der Rückgang auf dem US-amerikanischen Festland durch die vermehrten winterlichen Explorationstätigkeiten in Westkanada und Alaska teilweise aufgehoben wurden, obwohl dieser Effekt in Kanada durch den äußerst frühen Frühlingseisbruch gedämpft wurde. Die Erträge der Region profitierten auch von vermehrten Bohr- und Tiefseeexplorationsaktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko. In der Region Lateinamerika sanken die Erträge im GeoMarket Mexiko und Zentralamerika wegen geringeren IPM-Projektaktivitäten, im GeoMarket Peru, Kolumbien und Ecuador wegen der Auswirkungen der starken Produktumsätze im vierten Quartal 2011 und im GeoMarket Brasilien wegen sinkender Multiclient-Umsätze bei WesternGeco. Diese Rückgänge wurden jedoch durch höhere Meeresaktivitäten von WesternGeco im GeoMarket Venezuela, Trinidad und Tobago sowie höhere Aktivitäten im Zusammenhang mit Schiefer im GeoMarket Argentinien, Bolivien und Chile, von denen Well Services, Wireline und M-I SWACO profitierten, teilweise aufgehoben. In der Region Europa/GUS/Afrika sanken die Erträge infolge der saisonal starken Produkt- und Software-Umsätze im vierten Quartal 2011 sowie wegen schleppender winterlicher Aktivitäten in Russland und im GeoMarket Nordsee. Unter Ausschluss dieser saisonalen Auswirkungen stieg der Ertrag in der Region gegenüber dem Vorquartal aufgrund starker Explorationsaktivitäten im GeoMarket Süd- und Ostafrika, einer dauerhaften Wiederaufnahme der Aktivitäten im GeoMarket Libyen sowie solider Umsätze von M-I SWACO im afrikanischen GeoMarket von Nigeria und dem Golf von Guinea. In der Region Naher und Mittlerer Osten sowie Asien sanken die Erträge wegen der Auswirkungen der saisonal starken Produkt- und Software-Umsätze im vierten Quartal 2011. Sinkende IPM-Projektaktivitäten im Irak und die Schließung von Betrieben in Syrien und im Südsudan trugen ebenfalls zu diesem Rückgang bei, obwohl die Auswirkungen durch vermehrte Aktivitäten im GeoMarket Ostasien im Anschluss an das Nachlassen aufgrund des Monsuns im vierten Quartal 2011 größtenteils entschärft wurden.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das erste Quartal sanken mit 1,94 Milliarden USD gegenüber dem Vorquartal um 10 Prozent, stiegen jedoch im Jahresvergleich um 33 Prozent. Die Umsatzrendite vor Steuern sank gegenüber dem Vorquartal um 147 Basispunkte (bps) auf 19,6 Prozent, hauptsächlich aufgrund der sinkenden Software- und Produktumsätze sowie der niedrigeren Multiclient-Umsätze bei WesternGeco. In Nordamerika sank die Umsatzrendite vor Steuern wegen niedrigerer Multiclient-Umsätze bei WesternGeco und sinkender Anlagenauslastung und Preise bei Well Services gegenüber dem Vorquartal um 409 bps auf 22,8 Prozent. International blieb die Umsatzrendite vor Steuern stabil bei 19,1 Prozent, dies trotz der erheblichen Auswirkungen der Produkt-, Software- und Multiclient-Umsätze aus dem vierten Quartal 2011 und dem saisonalen Rückgang in Russland und in der Nordsee im ersten Quartal 2012. Unter Ausschluss saisonaler Schwankungen trug die Steigerung bei Explorations- und Tiefseeaktivitäten mit hohen Renditen zur Aufrechterhaltung der soliden Renditen im internationalen Bereich bei.

Eine Reihe wichtiger Aufträge, die im Verlauf des Quartals eingeholt wurden, beleuchten die jüngsten Entwicklungen im Technologieportfolio. Dazu gehörten Aufträge für IPM, Schlumberger Production Management und Framo sowie für Produkte und Dienstleistungen aus dem gesamten Portfolio.

In Saudi-Arabien wurde Schlumberger ein zehn Bohrungen umfassender Auftrag für Bohrlochmessungen, Slickline-Dienste, Rissbildungen mit Stützmitteln, Bohrlochtests, Rohrwendelarbeiten und Stickstoffzusätze erteilt, die für die Erschließung unkonventioneller Tight- und Schiefergasquellen in einer abgelegenen Gegend mit begrenzt vorhandener Infrastruktur erforderlich sind. Der Arbeitsbereich umfasst mehrschichtige Schiefer- und dichte Sandsteinziele, und Schlumberger wird von Ingenieursarbeiten über Ausrüstung, Materialien, Dienstleistungen, Transport, Lager und Unterkünfte bis hin zur Logistik alles übernehmen.

In Argentinien erhielt Schlumberger von YPF den Auftrag zur Bereitstellung integrierter Dienstleistungen zur Fertigstellung von Schieferbohrungen in der Provinz Neuquén. Der Auftrag deckt Druckpumpen, Wireline-Dienste im verrohrten Bohrloch, bohrbare Brücken- und Bruchstopfen, Ausbohr-, Rückfluss- und Rohrwendelarbeiten sowie integriertes Projektmanagement ab. Diese erste vollständig auf die Fertigstellung von Schieferbohrungen spezialisierte Mannschaft in Lateinamerika hat bisher bereits über 100 Behandlungen im Vaca-Muerta-Schiefer durchgeführt.

In Südmexiko erhielt Schlumberger Production Management von PEMEX E&P einen 25-Jahres-Vertrag zur Auswertung, Erschließung und Förderung von Kohlenwasserstoffen im Carrizo-Feld. Der Vertrag zielt auf eine gesteigerte Ausbeutung des Reservoirs durch ein Wirtschaftsmodell auf Grundlage einer stufenweise zunehmenden Erdölförderung ab. Die Kompetenz von Schlumberger in Bezug auf Projekt- und Asset-Management, Untergrundkenntnisse, Bohrlochkonstruktion, Fördertechnik und -technologien wird zur Neuerschließung des Feldes und für den Einsatz von thermischen Verfahren herangezogen, um die Schweröl-Ressourcen des Feldes erschließen zu können.

In Ecuador erhielten Schlumberger Production Management und Partnergesellschaften von EP PETROECUADOR zwei 15-jährige Dienstleistungsverträge zur Neuerschließung und Regenerierung der Felder Shushufindi und Libertador, die sich in der Region Oriente von Ecuador befinden. Schlumberger leitet die Arbeitsgemeinschaft für das Shushufindi-Feld zusammen mit den Partnergesellschaften Tecpetrol Corporation und Kohlberg Kravis Roberts und ist auch an der Arbeitsgemeinschaft für das Libertador-Feld beteiligt, die von Tecpetrol geleitet wird und zu der auch die Partnergesellschaften Canacol Energy Ltd. und Sertecpet gehören. Beide Verträge beruhen auf einem Geschäftsmodell, bei dem Investitionen aufgrund einer schrittweise zunehmenden Erdölförderung vergütet werden und das auch ausgewählte verbesserte sekundäre Ölfördertechniken auf experimenteller Basis zulässt, die im Erfolgsfall eine weitere Regenerierung der beiden Felder bewirken könnten.

In Brasilien hat IPM die Dienstleistungsvereinbarung mit OPX verlängert und unterstützt folglich die Explorations- und Erschließungskampagnen im Offshore-Bereich weiter. Der Arbeitsbereich umfasst weiterhin sämtliche Schlumberger-Technologien. Diese umfassen auch das modulare Offshore-Stimulationsschiff FlexSTIM* sowie Installationsdienstleistungen zur unterseeischen Fertigstellung, die im Verlauf des Projekts zur Installation von mehr als zehn unterseeischen Eruptionskreuzen genutzt werden.

Ebenfalls in Brasilien hat BP die Verträge mit Schlumberger über eine breite Auswahl von Technologien für die Tiefseeerschließung des Polvo-Feldes im Campos-Becken sowie für laufende Explorationsbohrungen verlängert. Die Verlängerung umfasst eine breite Palette an Technologien von Drilling & Measurements, Wireline, M-I SWACO, Geoservices, Well Services und Artificial Lift.

Andernorts in Brasilien wurde WesternGeco von Petrobras der größte Teil eines dreijährigen Datenverarbeitungsauftrags zugesprochen, der eine volle Auswahl an modernsten Algorithmen zur Tiefenbildgebung bei seismischen Daten an Land und im Meer umfasst. Die Arbeiten werden in der Datenverarbeitungsanlage von WesternGeco GeoSolutions im brasilianischen Forschungs- und Geoengineering-Zentrum von Schlumberger in Rio de Janeiro ausgeführt.

Ebenfalls in Brasilien hat die Schlumberger-Abteilung Artificial Lift einen Fünfjahresvertrag mit Verlängerungsoption für 23 elektrische Tauchpumpen für das Schwerölfeld Papa-Terra im Tiefseebereich des Campos-Beckens erhalten, von denen acht an unterseeischen Bohrlochköpfen betrieben werden sollen. Konfigurationen mit vier Pumpen werden mithilfe der Tauchpumpentechnologie REDA Maximus* installiert.

In der Region North Slope in Alaska hat Schlumberger den Auftrag für Wireline-Messungen bei dem drei Bohrungen umfassenden Projekt von Repsol E&P USA Inc. erhalten. Eine Reihe fortschrittlicher Technologien sind Bestandteil des Auftrags, darunter die triaxiale Induktionstechnik Rt Scanner*, PressureXpress* für Reservoirdruck während des Messvorgangs und MDT* zur modularen Prüfung der Formationsdynamik. Der Auftrag wurde aufgrund der technischen Kompetenz und der umfangreichen Infrastruktur von Schlumberger in der Region North Slope vergeben.

In Kanada nahm Chevron in Bezug auf die Ersterkundung der Beaufortsee im Sommer 2012 mit dem seismischen Punktempfängersystem Q-Marine* Kontakt mit WesternGeco auf. WesternGeco verfügt über nachweisliche Erfahrungen bei seismischen Erfassungen unter den harten arktischen Bedingungen dieser Gegend und bietet zudem umweltfreundliche Technologien wie die Streamer-Technologie Q-Marine Solid* mit nichtflüssigem Füller.

Im norwegischen Offshore-Bereich hat Framo von Statoil einen Auftrag zum Entwurf und Bau einer Gasverdichtungsanlage für das Gullfaks-Feld erhalten. Als eine der weltweit ersten unterseeischen Gasverdichtungsanlagen soll diese dort zu höheren Förderraten beitragen, indem der Reservoirdruck erhöht wird. Framo befindet sich in technologischer Hinsicht in einer einzigartigen Position für diese Arbeiten.


Bereich Reservoir Characterization

Der Umsatz im ersten Quartal war mit 2,59 Milliarden USD im Vergleich zum Vorquartal um 7 Prozent niedriger, im Jahresvergleich jedoch um 18 Prozent höher. Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 672 Millionen USD im Vergleich zum Vorquartal um 14 Prozent niedriger, im Jahresvergleich aber um 46 Prozent höher.

Gegenüber dem Vorquartal waren die sinkenden Erträge hauptsächlich auf geringere Multiclient-Umsätze bei WesternGeco und Software-Umsätze bei SIS im Anschluss an die saisonalen Spitzenwerte im vierten Quartal 2011 zurückzuführen, wobei diese Effekte durch gesteigerte Erfassungstätigkeiten auf See mit größerer Schiffsauslastung bei WesternGeco teilweise aufgehoben wurden. Der Umsatz bei Wireline blieb stabil, da starke Aktivitäten in den Regionen Nord- und Lateinamerika durch Abschwünge aufgrund von Witterung und saisonalen Bedingungen in den Regionen Europa/GUS/Afrika wie auch Naher und Mittlerer Osten sowie Asien aufgehoben wurden. Unter Ausschluss der saisonalen Effekte stiegen die Zahlen in diesem Bereich dank stärkeren Tiefsee- und Explorationsaktivitäten in Afrika südlich der Sahara, in Lateinamerika und im US-amerikanischen Golf von Mexiko.

Die Umsatzrendite vor Steuern sank gegenüber dem Vorquartal um 189 bps auf 26 Prozent, und zwar hauptsächlich aufgrund der saisonal niedrigeren Multiclient-Umsätze bei WesternGeco und Software-Umsätze bei SIS, wobei dieser Effekt durch höhere Schiffsauslastungen dank geringeren Meeresfahrten bei WesternGeco teilweise entschärft wurde. Unter Ausschluss der saisonalen Effekte verbesserte sich die Rendite dank Tiefsee- und Explorationsaktivitäten und der besseren Schiffsauslastung bei WesternGeco.

Technologiebedingte Erfolge bei den Dienstleistungen und Produkten in diesem Bereich ergaben sich hauptsächlich bei Explorations- und Tiefseebetrieben sowie im Rahmen erweiterter Reservoirerkundungen bei Erschließungen von unkonventionellen Ressourcen.

Im Offshore-Bereich von Liberia wurden für African Petroleum fortschrittliche Wireline-Messtechnologien in einer Tiefsee-Explorationsbohrung eingesetzt, um eine Reihe fein laminierter und dünnschichtiger Lagerstätten auszuwerten. Zu den eingesetzten Technologien gehörten die triaxiale Induktionstechnik Rt Scanner, die Elementarspektroskopiesonde ECS* und das kombinierbare Magnetresonanzinstrument CMR*. Analysiert wurden die Daten mithilfe von Thin Beds Advisor* für die gesteinsphysikalische Auswertung klastischer Lagerstätten, wodurch genauere Kohlenwasserstoffmengen sowie ein optimales Programm zum Testen des Formationsdrucks und zur Entnahme von Flüssigkeitsproben möglich wurden. Weitere Schlumberger-Technologien, die bei diesem Projekt zum Einsatz kamen, waren Richtungsbohrungen und Aufzeichnungsarbeiten während des Bohrvorgangs von Drilling & Measurements.

In Nigeria trug die fachgerechte Magnetresonanztechnologie MR Scanner* von Wireline dazu bei, dass Addax Petroleum Development Nigeria Limited bei einer Explorationsbohrung an Land potenzielle ölhaltige Lagerstätten von wasserführenden Zonen unterscheiden konnte. Das Bohrloch führte durch eine Abfolge qualitativ hochwertiger, übereinander angeordneter Sandsteinformationen in einem Bereich mit frischem Lagerstättenwasser, das Sättigungsstufen ergab, die mit herkömmlichen Widerstandsmessungen schwierig zu bestimmen waren. Die Möglichkeit, mit MR Scanner mehrere Tiefenlagen zu scannen, führte zur Bestimmung der Lagerstättenflüssigkeiten und verhinderte, dass Addax die wasserführenden Schichten testen musste.

Technologie von Schlumberger Testing Services wurde in einer Tiefseebohrung im US-amerikanischen Golf von Mexiko in Rekordtiefe eingesetzt, nämlich beim Unterwasser-Testbaum SenTREE* für Hochdruckumgebungen und bei den elektrohydraulischen unterseeischen Landing-String-Betriebssystemen SenTURIAN*. Im Rahmen der Fertigstellung nutzte der Betreiber auch die großen lochförmigen PowerFlow*-Sprengladungen, IRIS*-Ventile mit intelligentem Fernimplementierungssystem, einen 9 5/8-Zoll-Langhubpacker und das Perforationssystem PURE* für saubere Perforationen.

Bei einer Bohrung im Marcellus-Schiefergebiet erfasste Schlumberger Wireline mehrere seismische Datensätze, nämlich vertikale, versetzte und Walkaway-Seismikprofile, zusammen mit einer Walkaround-Survey mit 27 Positionen. Aufgezeichnet wurden die Seismikprofile mithilfe der Technologie VSI* mit 12 Shuttles für vielseitige seismische Bildgebung und mit bodendynamischen Verfahren, wobei die Daten zur Kalibrierung und Aufwertung der Oberflächenseismik verwendet wurden, um ein besseres Verständnis dieser unkonventionellen Lagerstätte zu ermöglichen.

Bei einem Offshore-Projekt für BP in Trinidad und Tobago schloss WesternGeco die erste Phase ab, die das System Q-Seabed* für Mehrkomponentenerfassungen des Meeresbodens mit gleichzeitiger Erfassung der seismischen Quellen umfasste. WesternGeco sicherte sich zudem eine mehrjährige Vereinbarung mit BP zur Erfassung seismischer 4D-Daten mithilfe des Punktempfängersystems Q-Marine im Valhall-Feld in der südlichen Nordsee. Damit erfasst WesternGeco bereits zum dritten Mal seismische Daten für BP in der Nordsee.

WesternGeco hat mit ObliQ* eine mit Gleitkerbe ausgestattete Breitbandlösung für Erfassung und Bildgebung eingeführt – durch diese neue Technik für Meeresumgebungen wird die aufgezeichnete Bandbreite des Seismiksignals unter Zuhilfenahme eines in der Tiefe verstellbaren Kabels optimiert. Die Technik kann mit allen Arten von Erfassungen eingesetzt werden, nämlich sowohl mit Narrow- und Wide-Azimut-Erfassungen als auch mit den Voll-Azimut-Geometrien von Coil Shooting* mit einem einzigen Schiff. Die ultraniederfrequente Systemantwort des Punktempfängersystems Q-Marine sichert in Kombination mit der geschützten Deghosting-Lösung eine enorm wiedergabetreue Aufzeichnung der erweiterten Bandbreite in Richtung der niederen Frequenzen, die durch die ObliQ-Lösung ermöglicht werden.

Im US-amerikanischen Golf von Mexiko hat WesternGeco mit der Erfassung des Multiclient-Surveys Revolution IV begonnen. Diese mit mehreren Schiffen durchgeführte Voll-Azimut-Erfassung unter Zuhilfenahme der Dual Coil Shooting* genannten Technik in der Gegend des Alaminos Canyon folgt auf den Abschluss des Surveys Revolution III im März 2012, bei dem dieselbe Technologie zur Datenerfassung in der Gegend des Keathley Canyon eingesetzt wurde.

In Westaustralien wurden Wireline-Interventionsarbeiten mit Instrumenten der neuen ReSOLVE Family* unter Einsatz des Traktors TuffTRAC* für Arbeiten an eingefassten Bohrlöchern durchgeführt, um betriebliche Schwierigkeiten in einer weit abgewichenen Offshore-Bohrung zu beheben. Dazu gehörte das Anbringen eines Blindstopfens bei 5.200 m in einem um 85° abweichenden Abschnitt, die Positionierung einer Fangvorrichtung für Bohrgut bei 5.200 m und das Anbringen eines Isoliermantels bei 500 m unter 17° Abweichung. Weil mit der verwendeten Technologie diese mechanischen Arbeiten erfolgreich durchgeführt werden konnten, musste keine separate Slickline-Mannschaft mobilisiert werden, wodurch etwa 16 Stunden Bohrzeit gutgemacht werden konnten. Dabei handelte es sich um den weltweit ersten Einsatz von ReSOLVE*-Instrumenten mithilfe eines TuffTRAC-Traktors in einer einzigen Expedition an die Bohrstelle.


Drilling-Bereich

Der Umsatz im ersten Quartal war mit 3,78 Milliarden USD im Vergleich zum Vorquartal stabil, im Jahresvergleich jedoch 22 Prozent höher. Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 657 Millionen USD rund 1 Prozent höher als im Vorquartal und 42 Prozent höher als im Vorjahr.

Gegenüber dem Vorquartal blieben die Erträge stabil, da höhere Umsätze von M-I SWACO auf dem nordamerikanischen Festland, vermehrte Tiefseeaktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko und solide internationale Aktivitäten über die ganze Gruppe hinweg von geringeren IPM-Aktivitäten in den GeoMarkets Mexiko und Zentralamerika sowie Irak aufgehoben wurden. Die Erträge von Drilling & Measurements rutschten aufgrund des Winterwetters in Russland geringfügig ab, doch dies wurde durch gesteigerte Aktivitäten in den Regionen Lateinamerika, Naher und Mittlerer Osten sowie Asien teilweise aufgehoben. Die Erträge von Bits und Advanced Technologies sanken leicht aufgrund der Auswirkungen der saisonalen Produktumsätze, die im vierten Quartal 2011 verzeichnet worden waren.

Gegenüber dem Vorquartal stieg die Umsatzrendite vor Steuern um 28 bps auf 17,4 Prozent, und zwar aufgrund besserer Preise für M-I SWACO auf dem nordamerikanischen Festland, der zunehmenden Tiefseeaktivitäten mit hoher Rendite in Nordamerika sowie der steigenden internationalen Präsenz der ehemaligen Smith-Technologien.

Eine ganze Reihe an Technologien des Drilling-Bereichs trug zu den Ergebnissen im ersten Quartal bei.

Dienstleistungen von Advanced Drilling & Measurements wurden im australischen Offshore-Bereich eingesetzt, um eine Bohrung in schwierigem Gelände anzubringen, die durch dünne unkonsolidierte Sandschichten, kompartimentierte Öl-Wasser-Kontakte und marine Erosionsflächen kompliziert wurde, wobei zur Aufrechterhaltung der Richtungssteuerung hohe Bohrgeschwindigkeiten erforderlich waren. Die Kombination der Drehsteuersysteme PowerDrive Archer* mit hoher Absenkgeschwindigkeit und der Technologie PeriScope* zur Kartierung der Schichtgrenzen ermöglichte eine Positionierung von multilateralen 8 1/2-Zoll-Bohrlöchern innerhalb von 1 bis 2 m Abstand zum oberen Rand der Lagerstätte, wobei eine Durchdringung des Öl-Wasser-Kontakts, die eine Nachbohrung notwendig gemacht hätte, verhindert werden konnte. Die Gesamtbohrzeit ließ sich im Vergleich zu früheren Konfigurationen mit Montage am unteren Ende des Bohrlochs um einen Drittel reduzieren.

Im Südchinesischen Meer setzte die aus CNOOC, Chevron und Eni bestehende CACT Operators Group die Technologie StethoScope* von Drilling & Measurements für Formationsdruckangaben während des Bohrvorgangs in einer gerichteten Probebohrung ein, um den Erschöpfungsgrad einer reifen Lagerstätte vor der Bohrung und Fertigstellung eines neuen Seitenstrangs zu bewerten. Die Daten trugen zur Auswahl der Ziellagerstätte für den Seitenstrang bei, der in der Folge mit dem Drehsteuersystem PowerDrive X6* zusammen mit der Multifunktionstechnologie EcoScope*† für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs und der Technologie PeriScope zur Kartierung der Schichtgrenzen gebohrt wurde. Durch die präzise Platzierung des schwierigen Seitenstrangs mit 386 m Länge innerhalb der 1 m dicken Zielzone machte sich der Nutzen dieser Technologien klar bemerkbar.

In China wurden Scope*-Dienstleistungen von Drilling & Measurements zwecks gesteigerter Effizienz, verbesserter Ausfallsicherheit und besserer Reaktionen für PetroChina SWOGC eingesetzt. Bei einer horizontalen Explorationsbohrung wurde die akustische Mehrpoltechnologie SonicScope* zur Quantifizierung der Qualität einer Tight-Gas-Lagerstätte in Echtzeit eingesetzt, wobei die hohe Qualität der Daten eine wertvolle Beurteilung der Permeabilität, Informationen zu Spaltenbildung und den Nachweis von Gas ermöglichte. Infolgedessen wurde der horizontale Abschnitt der Bohrung verdoppelt, indem seine Bahn auf Grundlage der in Echtzeit stattfindenden Integration von SonicScope- und Seismikdaten angepasst wurde. Bei einer anderen Bohrung ermöglichte MicroScope* mit Widerstandsmessungen und Bildgebung während des Bohrvorgangs die Bestimmung von strukturellen Senken, Brüchen und Spalten zur Optimierung der Platzierung und Fertigstellung eines Bohrlochs in einer dünnen Lagerstätte mit Tight-Gas und Karbonaten, während dieselbe Technologie auch in einer breiteren Lagerstätte mit Tight-Gas und Sandstein eingesetzt wurde, um eine horizontale Bohrung so zu steuern, dass sie sich mit den am meisten aufgespaltenen Bereichen kreuzt. Diese Anwendungen haben neue Möglichkeiten zur weiteren Erschließung von Tight-Gas-Lagerstätten im Sichuan-Becken eröffnet.

Im Irak wurde die Drehsteuertechnologie PowerDrive X5* von Drilling & Measurements mit einem MDi613-Bohrkopf von Smith aus einer polykristallinen Diamantverbindung (PDC) für die Rumaila Operating Organization im Rumaila-Feld eingesetzt, um den abweichenden 6-Zoll-Abschnitt eines Re-Entry-Bohrlochs zu bohren. Durch die Technologie konnte der 1.050 m lange Abschnitt in einem einzigen Durchgang und mit etwa 60 Prozent kürzerer Bohrzeit als bei Winkelbohrungen mit herkömmlichen Technologien erfolgreich gebohrt werden.

Ebenfalls im Irak wurden die steuerbaren PowerPak*-Antriebe von Drilling & Measurements im Betrieb der Rumaila Operating Organization im Rumaila-Feld eingesetzt, um einen 12 1/4-Zoll-Abschnitt zu bohren. Dank der Technologie konnte der Abschnitt erfolgreich gebohrt werden und erbrachte eine um 180 Prozent bessere Leistung gegenüber dem Durchschnitt des Feldes.

Andernorts im Irak wurde die mit PowerDrive vorteX* von Drilling & Measurements angetriebene Drehsteuertechnologie eingesetzt, um den 12 1/4-Zoll-Abschnitt eines abgewinkelten Bohrlochs zu bohren. Dank der Technologie konnte der Abschnitt in einem Bohrmarsch erfolgreich gebohrt werden, wobei die Richtungssteuerung voll aufrechterhalten und die Bohrgeschwindigkeit gegenüber dem Durchschnitt des Feldes bei Vertikalbohrungen um 50 Prozent gesteigert wurde.

In Gabun ermöglichte das Drehsteuersystem PowerDrive Archer mit hoher Absenkgeschwindigkeit, dass Total Gabon den abgewinkelten Abschnitt einer Horizontalbohrung auf dem Festland in einem einzigen Bohrmarsch durchführen konnte. Um Ungewissheiten bei der Seigerteufe zu bewältigen und die Bohrung in optimalem Abstand zum Öl-Wasser-Kontakt in der heterogenen unkonsolidierten Sandsteinformation Gamba anlegen zu können, war eine Neigung von 7° auf 100 Fuß erforderlich. Das wäre mit herkömmlichen Technologien nicht möglich gewesen, wurde hier jedoch in erheblich kürzerer Zeit und mit geringerem Risiko erreicht. Auch die anschließende Fertigstellung wurde problemlos durchgeführt.

Die Drehsteuertechnologie PowerDrive Archer mit hoher Absetzgeschwindigkeit wurde auch für BP bei einer komplexen Horizontalbohrung in Alaska eingeführt, wo eine Neigung von mehr als 10° auf 100 Fuß erforderlich war. Das PowerDrive*-System wurde mit einem speziellen MDi513-Bohrkopf von Smith sowie mit den Dienstleistungen PeriScope zur Kartierung der Schichtgrenzen und adnVISION* eingesetzt.

In Westtexas nutzte Jetta Operating die Pathfinder-Dienstleistungen von Schlumberger, darunter PowerDrive-Drehsteuersysteme sowie die fortschrittlichen Technologien PeriScope, MicroScope und SonicScope für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs, um einen rund 1.554 m langen Seitenstrang in einer 3,3 m dicken Lagerstätte anzulegen und gleichzeitig die notwendigen Daten zur Optimierung des Abschlusskonzepts zu erfassen. Während der anschließenden Stimulationsarbeiten passte Jetta das Projekt aufgrund dieser Daten an und erzielte so Verbesserungen bei der Bohrleistung.

Im Offshore-Bereich in Kamerun sind die Technologien PowerDrive für hohe Temperaturen, EcoScope für Azimutdichte-Neutron-Bestimmungen, sonicVISION* für Akustikdaten während des Bohrvorgangs und ImPulse* von Drilling & Measurements bei drei Bohrungen für Bowleven (Euroil) erfolgreich eingesetzt worden und haben maximale Betriebstemperaturen von 194 °C sowie Tiefen von 4.800 m erreicht. Im Durchschnitt betrugen die Temperaturen bei den Spülbohrungen in der Lagerstätte etwa 170 °C, wobei die statischen Temperaturen bei über 200 °C lagen.

Im Südchinesischen Meer setzte CNOOC Zhan Jiang die Periscope-Technologie von Drilling & Measurements zur Kartierung der Schichtgrenzen zusammen mit dem Drehsteuersystem PowerDrive X6 und den Multifunktionsdiensten EcoScope für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs ein, um ein besseres Verständnis der Formationsstruktur zu erhalten und nach dem Antreffen eines Bruchs wieder in die Lagerstätte hinunter zu bohren. Der Erfolg dieser Arbeiten, bei denen 40 Prozent mehr seitliche Länge erreicht wurden und ein Seitenstrang vermieden werden konnte, weist auf den Nutzen der Technologie zur Schichtgrenzenkartierung hin.

Im Yurubcheno-Tokhomskoe-Feld in Ostsibirien reduzierten Ingenieure von Smith Bits zusammen mit der Technologieabteilung von LLC „RN-Burenie“ (Rosneft) während der Bohrung eines 6-Zoll-Auskleidungsabschnitts die Anzahl nötiger Durchgänge um 30 Prozent, indem sie die neueste PDC-Schneidertechnologie von ONYX* einsetzten. Durch die Zusammenarbeit zwischen Ingenieuren im Außendienst, Konstruktionsingenieuren und Hydraulikexperten mithilfe der integrierten Plattform IDEAS* von Smith zur Konzeption von Bohrköpfen wurde der Bohrvorgang optimiert, und so konnte der korrekte Bohrkopf aus hochwertigem PDC für die ONYX-Schneider ausgewählt und die zuvor bei den Dolomitsteinformationen im Feld eingesetzte rotierender-Kegel-Technologie (rotary cone) ersetzt werden.

In Russland erhielt Schlumberger einen Auftrag von INTEGRA BURENIE zur Lieferung und Wartung von Smith-Bohrköpfen im Dulisma-Feld in Ostsibirien für das Jahr 2012. Die Auftragsvergabe beruht auf den kürzeren Bohrzeiten, die 2011 mit PDC- und rotiernden-Kegel-Bohrköpfen im Zusammenhang mit optimierten Bohrparametern für die Bohrprofile und geologischen Bedingungen in diesem Feld erreicht wurden. Die neue Schneidertechnologie ONYX II* mit hochwertigem PDC trug ebenfalls zur Leistungsverbesserung insgesamt bei.

Im Cotton-Valley-Feld in Texas nutzte Anadarko Technologien der Drilling-Gruppe von Schlumberger, darunter das System PowerDrive Archer 675 mit einem MSi713-Bohrkopf von Smith und Systeme zur Flüssigkeits- und Feststoffkontrolle von M-I SWACO, um eine rund 910 m lange Horizontalbohrung in 19,4 Tagen fertigzustellen. Der mit 10° auf 100 Fuß gekrümmte Abschnitt wurde in 49 Stunden fertiggestellt, womit die vorherige Bestzeit um 8 Stunden unterboten wurde. Dank der Zentrifugentechnologie von M-I SWACO konnte der Gehalt an schweren Feststoffen auf unter 7 Prozent gehalten werden, wodurch sich der Materialverschleiß reduzierte und die Qualität des Filterkuchens besser wurde. Im ganzen Feld trugen die Dienstleistungen dazu bei, dass die Bauzeiten um etwa fünf Tage pro Bohrloch reduziert werden konnten.


Production-Bereich

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 3,54 Milliarden USD gegenüber dem Vorquartal um 4 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 26 Prozent. Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 621 Millionen USD im Vergleich zum Vorquartal 20 Prozent tiefer, im Jahresvergleich aber 17 Prozent höher.

Gegenüber dem Vorquartal sanken die Erträge aufgrund niedrigerer Preise für Well Services und niedrigerer Flottenauslastung auf dem nordamerikanischen Festland, der Auswirkungen der außergewöhnlichen Ausrüstungsumsätze bei Artificial Lift und Completions Systems im vierten Quartal 2011 sowie geringerer Aktivitäten bei Framo und Schlumberger Production Management. Der Übergang bei den Aktivitäten von Well Services von gasreichen hin zu flüssigkeitsreichen Becken in Nordamerika hatte ebenfalls negative Auswirkungen auf die Ergebnisse, da eine reduzierte Flottenauslastung sowie Kapazitätserweiterungen im Bereich von Druckpumpen für die neue Branche zu wettbewerbsbedingten Preisrückgängen führten.

Die Umsatzrendite vor Steuern sank im ersten Quartal um 338 bps auf 17,6 Prozent, was den Preisdruck bei Technologien von Well Services aufgrund gesteigerter Wettbewerbszwänge infolge der Kapazitätserweiterung bei Druckpumpen für die neue Branche im Anschluss an die Neuausrichtung von gasreichen Becken hin zu flüssigkeitsreichen Becken widerspiegelt. Die Umsatzrendite war auch von geringerer Flottenauslastung und Kosteninflation für gewisse Materialien betroffen. Die saisonal tieferen Ausrüstungsumsätze bei Artificial Lift und Completions Systems trugen weiter zum Rückgang der Rendite bei.

Zu den Höhepunkten im Production-Bereich während des Quartals gehörte eine Reihe von Erfolgen mit den Technologien von Well Services und Well Intervention Services.

In Westsibirien wurde die Hydraulic-Fracturing-Technologie HiWAY* mit Durchflusskanal von Well Services für Slavneft-Megionneftegaz in dem abgelegenen Erdölfeld Taylakovskoe eingesetzt. Die Mengenleistungsanalyse nach der Behandlung ergab eine wesentliche Steigerung der Erdölförderquote, nämlich bis zu 50 Prozent mehr als bei Winkelbohrungen, die mit herkömmlichen Stimulationstechniken behandelt worden waren.

Im Haynesville-Schiefer war Comstock Resources der erste Betreiber, der die Fracturing-Technik von HiWAY anwendete und damit im Januar zwei Bohrungen fertigstellte. Die HiWAY-Technik wurde sowohl in einem Block mit drei Bohrlöchern als auch in einem Block mit nur einem Bohrloch angewendet, sodass direkte Vergleiche angestellt werden konnten. Obwohl die Förderzahlen noch ausstehen, stellte Comstock während der Fertigstellung mit HiWAY Einsparungen im Zusammenhang mit geringerem Wasser- und Stützmittelverbrauch fest.

In Ägypten ist die HiWAY-Technologie für Betreiber wie Sahara Oil & Gas und Petrosilah im Western Desert eingesetzt worden. Förderzahlen nach der Stimulation von zehn Bohrlöchern für Sahara Oil & Gas ergaben eine Steigerung der Erdölförderquote um 22 Prozent gegenüber angrenzenden Bohrlöchern im gleichen Feld, und zwei Bohrlöcher von Petrosilah wurden ohne die Screen-Outs erfolgreich stimuliert, die für Behandlungen im Konzessionsgebiet El Fayum so typisch sind. Auch bei diesen beiden Bohrlöchern werden im Vergleich zu angrenzenden Bohrungen, die mit herkömmlichen Techniken frakturiert wurden, nach der Stimulation höhere Förderraten verzeichnet.

In Indien wurde die Hydraulic-Fracturing-Technologie HiWAY mit Durchflusskanal von Well Services für ONGC erfolgreich im größten Brownfield auf dem Festland angewendet. Ein interdisziplinäres Team aus Mitarbeitern von ONGC und Schlumberger wurde eingerichtet, um eine gründliche Untersuchung der Lagerstätte durchzuführen und vorzuschlagen, wie die HiWAY-Technologie bei diesem Feld angewendet werden sollte. Erste Ergebnisse nach dem Fracking weisen auf eine Steigerung der Flüssigkeitsförderrate von rund 200 Prozent hin.

In der Region Kurdistan im Irak führte die Schlumberger-Abteilung Well Services die erste Stimulation mit der viskoelastischen Umleitungsflüssigkeit VDA* für Gulf Keystone Petroleum International Ltd. durch, den Betreiber des Shaikan-Blocks, wobei Förderungen mit Rohrwendeln in der Befundungsbohrung Shaikan-4 in zwei Zonen der Kalksteinformationen Butmah und Kurra Chine-B vorgenommen wurden. Während eine Förderung in diesen beiden Zonen vor der Behandlung nicht möglich war, konnte nach der Stimulation mit Flussraten von über 2.500 beziehungsweise 5.000 Barrel pro Tag gefördert werden, was die Erwartungen übertraf.

In Brasilien wurden ACTive* Matrix für Live-Performance-Aufzeichnungen im Bohrloch und die Hochdruckspültechnologie Jet Blaster* zur Kalkentfernung von Well Intervention Services eingesetzt, um eine Explorationsbohrung für Petrobras zu stimulieren. Die Ergebnisse der Druck- und Temperaturüberwachung mit ACTive sowie der Förderaufzeichnungen nach der Behandlung bewiesen, dass herkömmliche Stimulationsmethoden für mehrere Zonen mit unterschiedlichen Permeabilitätsprofilen nicht geeignet waren und dass selektive Behandlungen mithilfe von aufblasbaren Packern und verteilten Temperatursensoren optimiert werden konnten. Die Entwicklung dieser Technik in Brasilien wurde durch die gemeinsamen Anstrengungen der Ingenieursabteilungen von Schlumberger Technologies und Petrobras ermöglicht.

In Algerien ermöglichte der innovative Einsatz von ACTive-Rohrwendeln zusammen mit der Dienstleistung ABRASIJET* für hydraulisches Rohrschneiden und Perforieren die Fertigstellung einer Erdgasbohrung ohne Sprengstoffe. Die Echtzeitkapazität des ACTive-Systems ermöglichte eine präzise Tiefensteuerung sowie die Überwachung der Bohrung während des Betriebs, wobei damit auch logistische Schwierigkeiten bei der Fertigstellung gelöst werden konnten.

In Saudi-Arabien führte die Schlumberger-Abteilung Well Intervention Services Stimulationsarbeiten bei der Fertigstellung eines offenen Erdgasbohrlochs mithilfe der Live-Performance-Aufzeichnungen von ACTive durch. Das verwendete ACTive-System wurde mit dem neuen faseroptischen iFC+-Strang ausgerüstet, durch den Förderraten von bis zu 6 bpm möglich werden. Nach der Identifizierung einer Schluckzone am Auskleidungsschuh durch verteilte Temperatursensoren wurde der Pumpplan abgeändert, um den kohlenwasserstoffhaltigen Zwischenraum am Seitenfuß mithilfe der Technologien JetBlaster und ABRASIJET erfolgreich zu stimulieren und die beschädigte Formation zu umgehen.

In Oman ist die Live-Performance-Technologie ACTive von Well Intervention Services in einer Befundungsbohrung für Petroleum Development of Oman in einer erdölhaltigen Karbonat-Lagerstätte eingesetzt worden. Die Arbeiten wurden in einer schwierigen, 600 m langen horizontalen Zone mit perforierten Abschlüssen und einem Schwefelwasserstoffgehalt von 6 Prozent durchgeführt. Die Dienstleistungen mit ACTive umfassten die Entfernung von Bohrgut, das bei der Perforation anfiel, die Stimulierung der Matrix mithilfe von verteilten Temperatursensoren und die Förderung der Wireline-Technologie Flow Scanner* für Förderaufzeichnungen bei Horizontal- und abweichenden Bohrungen. Erste Förderergebnisse wiesen auf eine Verbesserung von 26 Prozent über dem Zielwert hin.

In Indonesien ist das Flüssigkeitssystem ClearPAC* von Well Services als Ersatz für ältere Trägerflüssigkeiten bei Kiesschüttungsarbeiten für Total E&P Indonesie (TEPI) in Ostkalimantan eingeführt worden. Die Technologie wurde zum ersten Mal eingesetzt, nachdem Labortests die Flüssigkeit als geeigneten Ersatz für die zuvor eingesetzten Flüssigkeiten auf HEC-Basis bestätigt hatten. Nach der Sanierung wurde beim ersten Betriebsversuch in einer Bohrung auf dem Feld die doppelte Förderrate gegenüber den Erwartungen mit der alten Technologie erreicht. Auf Grundlage dieser Ergebnisse hat sich TEPI entschieden, ClearPAC-Flüssigkeiten auch bei zukünftigen Kiesschüttungsarbeiten in Ostkalimantan einzusetzen.

In Montana (USA) setzte die Schlumberger-Abteilung Completions 36 Falcon*-Systeme für mehrschichtige Stimulationsarbeiten an einer Explorationsbohrung für Anschutz Exploration ein. Die Technologie, bei der hydraulisch angelegte Packer im offenen Bohrloch zur Isolierung frakturierter Schichten während Stimulationsbehandlungen eingesetzt werden, ermöglicht eine laufende Frakturierung von bis zu 20 Schichten mithilfe von Kugeln mit immer größerem Durchmesser und bohrbaren Kugelsitzen, was für größere Effizienz bei mehrschichtigen Fracking-Arbeiten sorgt.

Die Zementtechnologie DeepCRETE* für Tiefseebohrungen von Well Services mit Gasmigrationskontrolle durch GASBLOK* wurde für Statoil bei einer Tiefseeexplorationsbohrung in einer Wassertiefe von über 2.582 m vor der Küste Tansanias eingesetzt. Der Zementrückfluss und Tests des Bohrrohrdrucks bestätigten die gute Zonenisolierung.

In Pakistan wurden die Losseal*-Tabletten von Schlumberger mit verstärktem Verbundsstoff für Ocean Pakistan Limited in einer Bohrung im Potwar-Plateau-Feld eingesetzt, um den Spülverlust bei der Zementierung des 9 5/8-Zoll-Futterrohrs in einem 12 1/4-Zoll-Loch und bei der Bohrung des 8 1/2-Zoll-Abschnitts kontrollieren zu können. Wegen der Kombination natürlicher und künstlich herbeigeführter Risse sowie wegen des unterschiedlichen Schlammgewichts zwischen den beiden Lochabschnitten sind Bohrungen in diesem Feld äußerst schwierig. Die Losseal-Technologie wurde als Distanzhalter während der zweistufigen Zementierungsarbeiten im 9 5/8-Zoll-Abschnitt eingesetzt, und zwei Losseal-Tabletten wurden in zwei verschiedenen Zonen des 8 1/2-Zoll-Abschnitts angebracht. Infolge der erfolgreich durchgeführten Arbeiten hat Ocean Pakistan Limited einen ständigen Vorrat an Losseal-Tabletten auf der Bohrplattform beantragt.

In Trinidad und Tobago schloss Schlumberger die erste Bohrung im Erschließungsgebiet von BP Serrette mit optimalen Abschlussarbeiten für hohen Gasdurchsatz ab; die Arbeiten wurden in einem vollständig integrierten Ansatz von einem gemeinsamen Team von BP und Schlumberger entwickelt. Die Technologie EMS 6700 von M-I SWACO zur Entfernung von Filterkuchen wurde in Verbindung mit einer HEC-Trägerflüssigkeit getestet und eingesetzt, sodass während der Arbeiten eine effiziente Beseitigung von Filterkuchen, wirksame Kiesschüttung und eine maximale Förderrate sichergestellt werden können. Die Flüssigkeiten wurden in Verbindung mit dem Kiesschüttungssystem Alternate Path und einem FIV*-Ventilinstrument zur Formationsisolierung eingesetzt, um Formationsschäden zu verhindern. Sorgfältige Planung und Ausführung führten zum Erfolg: Bei dem Bohrloch wird der geplante Durchsatz unter erheblich geringerem Absenkdruck gefördert.

In Brasilien wurde die Technologie Jet Blaster von Well Services mit einer modularen rohrstranggeführten Offshore-Einheit X-11* von Well Intervention Services für Repsol erfolgreich eingesetzt, um einen 83-m-Hydratpfropfen zu entfernen, der sich bei Testarbeiten am Bohrloch gebildet hatte. Der Eingriff wurde rasch eingefädelt, um die Schwierigkeiten mit anderen Methoden zur Hydratentfernung zu beheben.


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 über 113.000 Angestellten, die 140 verschiedene Nationalitäten umfassen und in rund 85 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 wies 2011 einen Umsatz in Höhe von 39,54 Milliarden USD aus. Weitere Informationenn finden sich unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen

†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), ehemals Japan National Corporation (JNOC), und Schlumberger arbeiteten an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der LWD-Technologie zusammen. Bei der Dienstleistung EcoScope wird Technologie verwendet, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.


Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 20. April 2012, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognosen. Die Konferenz beginnt um 8.00 Uhr Central Time (CT) beziehungsweise 15.00 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1-800-230-1085 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-612-288-0337 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 20. Mai 2012 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 239412 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 Webcasts wird auf derselben Seite ebenfalls zur Verfügung stehen.

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



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Kontakte

Schlumberger Limited
Malcolm Theobald, +1-713-375-3535
Vice President Anlegerpflege
oder
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