Schlumberger Ltd. gibt Ergebnisse des zweiten Quartals 2012 bekannt

PARIS -- (BUSINESS WIRE) -- Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute einen Umsatz von 10,45 Milliarden USD für das zweite Quartal 2012 verkündet, und zwar nach 9,92 Mrd. USD im ersten Quartal 2012 und 8,99 Mrd. USD im zweiten Quartal 2011.

Die auf Schlumberger entfallenden Einnahmen aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrugen 1,4 Mrd. USD – eine Steigerung um 8 Prozent (im Folgenden %) gegenüber dem Vorquartal und um 20 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrug 1,05 USD gegenüber 0,96 USD im Vorquartal und 0,86 USD im zweiten Quartal 2011.

Infolge der bereits angekündigten Veräußerung des Distributionsgeschäfts Wilson sowie der Kapitalbeteiligung an CE Franklin Ltd. (CE Franklin) wurde das Distributionssegment der nicht fortgeführten Geschäftstätigkeit zugeordnet. Sämtliche früheren Zeiträume wurden dementsprechend neu formuliert.

Schlumberger erfasste Kosten von 0,02 USD je Aktie im zweiten Quartal, 0,01 USD je Aktie im ersten Quartal 2012 und 0,05 USD im zweiten Quartal von 2011.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services war mit 10,45 Mrd. USD 5 % höher als im Vorquartal und 16 % höher als im Vorjahr. Das Betriebsergebnis vor Steuern in diesem Segment lag mit 2,1 Mrd. USD 8 % über dem Vorquartal und 20 % über der Vorjahresperiode.

Schlumberger-CEO Paal Kibsgaard äußerte sich wie folgt: „Eine solide Steigerung der Geschäftstätigkeit und ein kontinuierlicher Fokus auf die Umsetzung führte zu fortlaufend stärkeren Ergebnissen im zweiten Quartal.

Auf internationaler Ebene wurden die Ergebnisse gegenüber derm Vorquartal durch Wachstum der Geschäftstätigkeit sowohl in Offshore- als auch in wichtigen Festlandmärkten untermauert. Lateinamerika und die Gebiete Naher Osten und Asien haben sich gut entwickelt, während sich Europa, GUS und Afrika als besonders stark erwiesen. In Nordamerika führten der kanadische Frühlingsbeginn und die Schwäche des US-Festlandmarkts im Segment für hydraulisches Aufbrechen zu niedrigeren Ergebnissen, obwohl dies durch die solide Leistung anderer Festlandgeschäfte und im US-amerikanischen Golf von Mexiko abgemildert wurde.

Die Dienstleistungskapazität straffte sich im Laufe des Quartals noch weiter, insbesondere für Dienste in den Bereichen Seismik, Wireline und Bohrungen. Wir haben bei kleineren Verträgen weiterhin die Preisfindung getestet und konnten dank unserer guten und kontinuierlichen Leistung zum Teil Aufträge mit hohen Preiszuschlägen sichern.

Schlumberger Production Management verzeichnete eine gesteigerte Geschäftstätigkeit mit der makellosen Betriebsaufnahme auf dem Shushufindi-Feld in Ecuador. Darüber hinaus konnten durch den Zuschlag des Panuco-Blocks in Mexiko in Partnerschaft mit Petrofac zukünftige Arbeiten gesichert werden.

Während des Quartals wurden mehrere signifikante neue Technologien eingeführt. Diese umfassten zum einen die Einführung des bahnbrechenden seismischen 3D-Erfassungs- und -Verarbeitungssystems IsoMetrix von WesternGeco, zum anderen das einzigartige, vollkommen quellenfreie Formationsbewertungsinstrument NeoScope von Drilling & Measurements. Darüber hinaus wurde die Stimulationsdesignsoftware Mangrove angekündigt, die für den Abschluss von Bohrungen eine verbesserte Entscheidungsfindung ermöglicht.

Dagegen waren die Verschärfung der Krise in der Eurozone sowie die enttäuschenden Zahlen aus China und den USA für eine Korrektur nach unten in Bezug auf das Wirtschaftswachstum und die Ölnachfrage verantwortlich. Gleichzeitig erhöhten sich die Bestände infolge der gesteigerten OPEC-Produktion. Zusammen führten diese Faktoren zu niedrigeren Ölpreisen, trotz beschränkter globaler Produktionsreserven und potenzieller Produktionsstörungen aufgrund von geopolitischen Ereignissen. Aufgrund der unbeständigen Situation in den Wirtschaftssystemen der Welt wird das derzeitige Klima der Ungewissheit in absehbarer Zukunft vorherrschend bleiben.

Angesichts dieser Ungewissheit konzentrieren wir uns auf das, was wir kontrollieren können, nämlich die Planung und Ausführung unserer Arbeit. Derzeit bemühen wir uns, unsere Führungsposition bei der Auftragsabwicklung auszubauen, und wir sind der Meinung, dass diese Bestrebungen in Verbindung mit unserer internationalen Stärke und unserem ausgeglichenen Portfolio in Nordamerika verhältnismäßig starke Leistungen in der Zukunft sicherstellen werden.“


Weitere Meldungen:

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 7,5 Millionen Stammaktien mit einem Durchschnittspreis von 66,30 USD zu einem Gesamtpreis von 499 Mio. USD zurück.

Am 31. Mai 2012 verkündete Schlumberger den Abschluss des Verkaufs seines Distributionsgeschäfts Wilson für 906 Mio. USD an National Oilwell Varco Inc. (NOV). Darüber hinaus veräußerte Schlumberger am 19. Juli 2012 den restlichen Teil seines Distributionsgeschäfts an NOV, indem es seine 56-prozentige Kapitalbeteiligung an CE Franklin für rund 122 Mio. USD verkaufte.

Im Laufe des Quartals vollzog Schlumberger die zuvor angekündigte Akquisition der SPT Group, eines in Norwegen ansässigen, privat geführten Software-Unternehmens, das sich auf die dynamische Modellerstellung in der Öl- und Gasindustrie spezialisiert.

Schlumberger tätigte weitere Akquisitionen im Laufe des Quartals oder machte entsprechende Zusagen bezüglich folgender Geschäftsinteressen:

GEDCO, ein in Calgary (Kanada) ansässiger Anbieter von Designsoftware und -dienstleistungen für geophysische Vermessungen. GEDCO bietet Consulting-Dienste für integrierte seismische Lösungen vom Design bis zur Auswertung.

Die Unternehmenseinheit CASING DRILLING™ der Tesco Corporation. Schlumberger und Tesco sind außerdem eine langfristige Vereinbarung eingegangen, in deren Rahmen Tesco die Casing-Drive-System-Ausrüstung für CASING-DRILLING-Projekte zur Verfügung stellen wird.

Die verbleibenden Anteile von Radius Service nach einer siebenjährigen Minderheitsbeteiligung. Radius Service ist der führende Anbieter im Bereich Konstruktion, Herstellung und Wartung von Bohrlochmotoren und Bohrwerkzeugen für den russischen Festlandmarkt. Das Unternehmen beschäftigt rund 1.000 Mitarbeiter und ist in allen wichtigen öl- und gasproduzierenden Regionen von Russland tätig.

Eine 20-prozentige Minderheitsbeteiligung an der Anton Oilfield Services Group, einem namhaften unabhängigen Ölfelddienstleistungsanbieter in China. Dies knüpft an eine strategische Kooperationsvereinbarung an, die im Jahr 2010 für Bohrspülungen und Zementierungsdienste begann. Die Transaktion wird voraussichtlich im dritten Quartal 2012 zum Abschluss kommen.

Eine Kapitalbeteiligung am Joint Venture Liquid Robotics Oil & Gas mit dem Ziel, neue Dienstleistungen für die Öl- und Gasindustrie zu integrieren und einzusetzen, nämlich die wellenbetriebenen, autonomen Meeresfahrzeuge Wave Glider® von Liquid Robotics.


Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung

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

Zweites Quartal Sechs Monate
Zeiträume bis zum 30. Juni 2012 2011 2012 2011

Umsatz $ 10.448 $ 8.990 $ 20.366 $ 17.112
Zinsen und sonstige Erträge, netto (1) 45 29 92 61
Ausgaben
Umsatzkosten 8.162 7.024 15.973 13.508
Forschung und Engineering 291 281 566 535
Gemeinkosten(2) 101 139 199 231
Fusion und Integration(2) 22 31 37 65
Zinsen 78 69 158 142
Gewinn vor Steuern 1.839 1.475 3.525 2.692
Ertragsteuern (2) 445 366 845 653
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit 1.394 1.109 2.680 2.039
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit 21 233 40 245
Nettogewinn 1.415 1.342 2.720 2.284
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen 12 3 17 1
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn $ 1.403 $ 1.339 $ 2.703 $ 2.283

Auf Schlumberger entfallende Beträge sind zuzuordnen:
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2) $ 1.382 $ 1.106 $ 2.663 $ 2.038
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit 21 233 40 245
Nettogewinn $ 1.403 $ 1.339 $ 2.703 $ 2.283

Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2) $ 1,03 $ 0,81 $ 1,99 $ 1,49
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit 0,02 0,17 0,03 0,18
Nettogewinn $ 1,05 $ 0,98 $ 2,02 $ 1,67

Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.331 1.352 1.333 1.356
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.339 1.366 1.341 1.370

In Aufwendungen enthaltene Wertminderung und Abschreibung(3) $ 854 $ 804 $ 1.706 $ 1.590
1) Enthält folgende Zinserträge:
Zweites Quartal 2012 – 6 Mio. USD (2011 – 10 Mio USD)
Sechs Monate 2012 – 16 Mio. USD (2011 – 19 Mio. USD)
2) Eine Einzelaufstellung der Belastungen und Gutschriften findet sich auf den Seiten 6-7.
3) Einschließlich Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten.


Zusammengefasste konsolidierte Bilanz

(Angaben in Millionen)

30. Juni 31. Dez.
Gesamtvermögen 2012 2011
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 3.493 $ 4.827
Forderungen 10.802 9.500
Sonstiges Umlaufvermögen 6.745 6.212
21.040 20.539
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 261 256
Anlagevermögen 13.689 12.993
Seismische Multiclient-Daten 478 425
Geschäftswert 14.540 14.154
Sonstige immaterielle Vermögenswerte 4.980 4.882
Sonstige Aktiva 2.025 1.952
$ 57.013 $ 55.201

Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 7.422 $ 7.579
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuern 1.214 1.245
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 2.521 1.377
Auszuschüttende Dividenden 369 337
11.526 10.538
Langfristige Verbindlichkeiten 7.953 8.556
Pensionsnebenleistungen 1.490 1.732
Latente Steuern 1.800 1.731
Sonstige Verbindlichkeiten 1.277 1.252
24.046 23.809
Eigenkapital 32.967 31.392
$ 57.013 $ 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)

Sechs Monate 2012
Nettoverbindlichkeiten zum 1. Januar 2012 $ (4.850 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit 2.680
Wertminderung und Abschreibung 1.706
Renten und andere Aufwendungen für Pensionsnebenleistungen 193
Überschuss der Kapitalerträge über Dividendeneinkünfte (77 )
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 167
Renten und andere Rückstellungen für Pensionsnebenleistungen (338 )
Betriebskapitalerhöhung (2.720 )
Kapitalaufwendungen (2.081 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (183 )
Ausgeschüttete Dividenden (701 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 232
Aktienrückkaufprogramm (823 )
Firmenakquisitionen, abzüglich erworbener liquider Mittel und Verbindlichkeiten (682 )
Erlös aus dem Verkauf von Wilson 906
Sonstiges (309 )
Währungseffekte auf Nettoverbindlichkeiten 160
Nettoverbindlichkeiten zum 30. Juni 2012 $ (6.720 )

Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten

30. Juni
2012


31. Dez.
2011
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 3.493 $ 4.827
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 261 256
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (2.521 ) (1.377 )
Langfristige Verbindlichkeiten (7.953 ) (8.556 )
$ (6.720 ) $ (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 zweiten 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)

Zweites Quartal 2012
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen $ 1.839 $ 445 $ 12 $ 1.382 $ 1,03
Fusions- und Integrationskosten 22 1 - 21 0,02 Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.861 $ 446 $ 12 $ 1.403 $ 1,05

Erstes Quartal 2012
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen $ 1.687 $ 400 $ 5 $ 1.282 $ 0,95
Fusions- und Integrationskosten 15 2 - 13 0,01 Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.702 $ 402 $ 5 $ 1.295 $ 0,96


Zweites Quartal 2011
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen $ 1.475 $ 366 $ 3 $ 1.106 $ 0,81
Fusions- und Integrationskosten 32 8 - 24 0,02 Fusion und Integration
Spende an Schlumberger-Stiftung 50 10 - 40 0,03 Gemeinkosten
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.557 $ 384 $ 3 $ 1.170 $ 0,86


Belastungen und Gutschriften (Forts.)

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

Sechs Monate 2012
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie(*)
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen $ 3.525 $ 845 $ 17 $ 2.663 $ 1,99
Fusions- und Integrationskosten 37 3 - 34 0,03 Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 3.562 $ 848 $ 17 $ 2.697 $ 2,01

Sechs Monate 2011
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen $ 2.692 $ 653 $ 1 $ 2.038 $ 1,49
Fusions- und Integrationskosten 66 14 - 52 0,04 Fusion und Integration
Spende an Schlumberger-Stiftung 50 10 - 40 0,03 Gemeinkosten
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 2.808 $ 677 $ 1 $ 2.130 $ 1,56

(*) Rundungsfehler möglich

Produktgruppen

(Angaben in Millionen)

Dreimonatszeitraum bis
30. Juni 2012 31. März 2012
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Oilfield Services
Reservoir Characterization – Reservoircharakterisierung $ 2.778 $ 784 $ 2.586 $ 672
Drilling – Bohrungen(1) 4.001 738 3.785 657
Production – Förderung(1) 3.738 612 3.539 621
Konsolidierungen und Sonstiges (69 ) (35 ) 8 (7 )
10.448 2.099 9.918 1.943
Konzern und Sonstiges - (169 ) - (171 )
Zinserträge(2) - 7 - 10
Zinsaufwendungen(2) - (76 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften - (22 ) - (15 )
$ 10.448 $ 1.839 $ 9.918 $ 1.687

Geografische Regionen

(Angaben in Millionen)

Dreimonatszeitraum bis
30. Juni 2012 31. März 2012
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Oilfield Services
Nordamerika $ 3.346 $ 695 $ 3.403 $ 777
Lateinamerika 1.844 351 1.754 321
Europa/GUS/Afrika 2.967 596 2.614 432
Naher Osten und Asien 2.193 506 2.058 478
Konsolidierungen und Sonstiges 98 (49 ) 89 (65 )
10.448 2.099 9.918 1.943
Konzern und Sonstiges - (169 ) - (171 )
Zinserträge(2) - 7 - 10
Zinsaufwendungen(2) - (76 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften - (22 ) - (15 )
$ 10.448 $ 1.839 $ 9.918 $ 1.687

(1) Per 1. Januar 2012 wurde ein Bestandteil der Drilling Group 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 zweiten Quartal in Höhe von 10,45 Mrd. USD war 5 % höher als im Vorquartal und 16 % höher als im Vorjahr. Gegenüber dem Vorquartal ist der Umsatz in allen Gruppen gestiegen, weil erhöhte Förderungen im Offshore-Bereich und in wichtigen Festlandmärkten in Verbindung mit starker Tiefseeaktivität den Gruppen Reservoircharakterisierung und Bohrungen zugutekamen. Höhere Verkaufszahlen bei den Produkten Artificial Lift und Completions in Verbindung mit gesteigerter Projektaktivität im Bereich Schlumberger Production Management (SPM) verhalfen der Production Group zu einer Umsatzsteigerung gegenüber dem Vorquartal trotz niedrigerer Einnahmen im Bereich Well Services im Landsektor von Nordamerika. Alle geografischen Bereiche wuchsen gegenüber dem Vorquartal, mit Ausnahme von Nordamerika aufgrund der frühjahrsbedingten Erwärmung im Westen Kanadas und dem anhaltenden Preisdruck im US-Festlandmarkt für hydraulisches Aufbrechen. Unter Ausschluss von Westkanada wuchs Nordamerika gegenüber dem Vorquartal aufgrund verstärkter Offshore-Aktivität, insbesondere im US-amerikanischen Golf von Mexiko. International stieg der Umsatz gegenüber dem Vorquartal um 9 % infolge eines saisonbedingten Anziehens der Geschäftstätigkeit in Russland, der Nordsee und China, mehr projektbezogenen Einnahmen, robuster Produktverkaufszahlen und verstärkter Offshore-Aktivität im mexikanischen und zentralamerikanischen GeoMarket*, der Aufnahme eines SPM-Projekts im GeoMarket Ecuador sowie erhöhter Aktivität bei Offshore-Plattformen im GeoMarket Australien & Papua-Neuguinea.

Die Umsatzsteigerung in der Reservoir Characterization Group geht primär auf das Wiederanziehen der Software-Verkaufszahlen für Schlumberger Information Solutions (SIS) zurück sowie auf die starke Aktivität in den Bereichen Testing Services und Wireline im Zusammenhang mit den Tiefseeexplorationsprojekten in Afrika und in den GeoMarkets Nordsee, Australien & Papua-Neuguinea. WesternGeco erzielte ein leichtes Wachstum während des Quartals, weil die höhere Produktivität des seismischen Landsystems UniQ* im GeoMarket Saudi-Arabien & Bahrain die geringere Nutzung von Seefahrzeugen aus geplanten Transits und Trockendocks mehr als wettmachte. Die Drilling Group verzeichnete eine Ausweitung des Umsatzes aufgrund robuster internationaler und Offshore-Nachfrage nach Technologien von Drilling & Measurements sowie M-I SWACO. Der Geschäftsbereich Integrated Project Management (IPM) in Lateinamerika und in den GeoMarkets Nordafrika sowie Australien und Papua-Neuguinea schnitt ebenfalls stärker ab. Die Production Group verzeichnete ein Umsatzwachstum, weil die höheren Verkaufszahlen bei den Produkten Artificial Lift und Completions in sämtlichen Bereichen sowie der Beginn eines SPM-Projekts in Ecuador die niedrigeren Einnahmen bei Well Services im Landbereich von Nordamerika mehr als wettmachten.

Auf geografischer Basis verringerte sich der Umsatz für das Gebiet Nordamerika aufgrund der frühlingsbedingten Erwärmung in Westkanada und des schwächeren US-Landmarktes für hydraulisches Aufbrechen. Mit Ausnahme von Westkanada verbesserte sich der Umsatz in Nordamerika jedoch gegenüber dem Vorquartal dank verstärkter Offshore-Aktivität, insbesondere beim Tiefseegeschäft im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Im Bereich Lateinamerika kam die Umsatzsteigerung hauptsächlich vom GeoMarket Mexiko und Zentralamerika, insbesondere aufgrund von IPM-Landaktivität, SIS-Softwareverkäufen und der Offshore-Nachfrage nach Drilling Group-Technologien. Der GeoMarket Ecuador schnitt dank des Starts eines SPM-Produktionsstimulus-Programms ebenfalls deutlich höher ab. Im Gebiet Europa/GUS/Afrika stieg der Umsatz aufgrund der starken Wiederbelebung der Explorations- und Erschließungsaktivität im GeoMarket Nordsee, während die saisonbedingte Erholung des Geschäfts in Russland – insbesondere in Sachalin, im Kaspischen Meer und in Westsibirien – ebenfalls zu der Verbesserung gegenüber dem Vorquartal beitrug. Afrika südlich der Sahara wuchs dank hoher Explorationsaktivität in Tansania und Mosambik sowie starker Explorations- und Erschließungsaktivität im GeoMarket Nigeria & Golf von Guinea. Im Bereich Naher Osten und Asien war die Umsatzsteigerung auf den GeoMarket Australien & Papua-Neuguinea infolge starker Aktivität bei Offshore-Bohrungen zurückzuführen. Im GeoMarket China war ebenfalls eine starke saisonale Belebung der Festlandaktivität zu beobachten, während die Betriebstätigkeit im GeoMarket Saudi-Arabien & Bahrain sowohl mit als auch ohne Plattformen weiterhin wuchs.

Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 2,1 Mrd. USD erhöhte sich um 8 % gegenüber dem Vorquartal und um 20 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Die operative Marge vor Steuern erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal um 50 Basispunkte (bps). International weitete sich die operative Marge vor Steuern gegenüber dem Vorquartal um 161 bps auf 20,8 % aus, dies dank der saisonalen Erholung des Geschäfts in Russland, der Nordsee und in China, in Verbindung mit starken Ergebnissen in Europa und Afrika sowie in anderen GeoMarkets im asiatisch-pazifischen Raum und in Lateinamerika. Durch den kontinuierlichen Übergang zu ertragsreicherer Exploration und Tiefseeaktivität konnten die internationalen Margen aufrechterhalten werden. In Nordamerika verringerte sich die operative Marge gegenüber dem Vorquartal um 208 bps auf 20,8 % aufgrund der Auswirkungen des Frühlingsbeginns in Kanada und der anhaltenden Kosteninflation und des Preisdrucks im US-Landmarkt für hydraulisches Aufbrechen.


Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im zweiten Quartal in Höhe von 2,78 Mrd. USD war 7 % höher als im Vorquartal und 13 % höher als im Vorjahr. Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 784 Mio. USD wuchs um 17 % gegenüber dem Vorquartal und um 30 % gegenüber dem Vorjahr.

Im Vergleich zum letzten Quartal war die Umsatzsteigerung primär auf die Erholung des SIS-Softwaregeschäfts zurückzuführen. Außerdem trugen die starken Leistungen der Bereiche Testing Services und Wireline Technologies bei Tiefsee-Explorationsprojekten in den GeoMarkets Afrika, Nordsee sowie Australien & Papua-Neuguinea zum Wachstum bei. WesternGeco lag etwas höher, da die gesteigerte Produktivität der landbasierten seismischen UniQ-Crew im GeoMarket Saudi-Arabien und Bahrain die niedrigere Nutzung von Seefahrzeugen während des Quartals aus geplanten Transitaufenthalten und Trockendocks überkompensierte.

Die operative Marge vor Steuern erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal um 223 bps auf 28,2 %, primär dank des starken Absatzes von SIS-Software in Verbindung mit einem besseren Umsatzmix infolge verstärkter Tiefsee- und Explorationstätigkeit.

Eine Reihe von Technologie-Höhepunkten im Portfolio der Reservoir Characterization Group trug zu den Ergebnissen im zweiten Quartal bei.

In den VAE wurde zum ersten Mal weltweit die neue modulare Packer-Technik Wireline MDT* für Formationsdynamiktests benutzt, und zwar für Al Hosn Gas auf dem Shah-Feld, welches die höchste jemals gemessene Konzentration von H2S-Gas aufweist. Die eingesetzte Dual-Packer-Technik reduzierte nicht nur die Zeiten der Einzelprobenahme von 21 Stunden auf 6 Stunden, sondern verringerte zudem die Druckabsenkung bedeutend.

Vor der Küste Angolas ergänzten Bildaufnahmetechnologien von Wireline die Lithologie-Aufzeichnungen in Echtzeit und die Seitenwand-Bohrkerne für die Bewertung einer Explorationsbohrung in Vorsalzschichten von Cobalt International Energy. Die Dienstleistungen ECS* (Elemental Capture Spectroscopy), Rt Scanner* (triaxiale Induktion) und PressureXpress* (Flüssigkeitstests) waren Teil der Arbeiten für die Bohrlochmessung. Die Projekte wurden ohne Zeitverluste innerhalb von drei Wochen durchgeführt.

Die Technologien Wireline Dielectric Scanner* für dielektrische Multifrequenz-Dispersion und MR Scanner* für Magnetresonanz wurden in Schwerölreservoirs im Orinoco Belt in Venezuela für Petrocarabobo eingesetzt. Indem inkorrekte Schätzungen des Kohlenwasserstoffvolumens aufgrund von möglichen Frischwasser- und Salzgehaltschwankungen vermieden werden konnten und das Vorhandensein von freiem Wasser festgestellt wurde, konnte mithilfe der dielektrischen und Magnetresonanz-Messungen das wahre Potenzial des Reservoirs bestätigt werden.

Fortschrittliche Wireline-Technologien von Schlumberger wurden im South-Fuwaris-Feld in der neutralen Zone eingesetzt, um das Karbonat-Schwerölreservoir von Ratawi Oolite im Hinblick auf eine gemeinsame Betriebstätigkeit zu bewerten. Im Workflow wurden Daten von Magnetresonanz-Aufzeichnungen und Messungen des Dielectric Scanners bezüglich dielektrischer Multifrequenz-Dispersionssättigung kombiniert, was zusätzlich durch Labormessungen ergänzt wurde. Dieser Ansatz führte zu mehr Gewissheit hinsichtlich der Förderung und wurde durch lokale Flüssigkeitsanalysen und Bohrloch-Mobilitätsmessungen untermauert.

In Kasachstan war Schlumberger Wireline bei der Erfassung von Förderungsdaten in einem stark abgewichenen und zwei horizontalen Bohrlöchern für Zhaikmunai LLP erfolgreich. Weil ein komplexes mehrphasiges Strömungsprofil in sämtlichen Bohrlöchern erwartet wurde, kam für die Förderungsmessdatenerfassung die Technik FloScan Imager* zum Einsatz, während die Beförderungstechnik MaxTRAC* in den horizontalen Bohrlöchern benutzt wurde. Trotz der Präsenz von stehendem Wasser in allen Bohrlöchern konnten die Strömungsprofile erfolgreich gemessen werden, nämlich mit fünf Mini-Spinners an der Vertikalachse des Bohrlochs.

Die isometrische seismische Meerestechnik IsoMetrix* von WesternGeco wurde beim EAGE-Treffen in Kopenhagen am 5. Juni 2012 vorgestellt. Bei dieser bahnbrechenden Technologie werden isometrisch gewonnene Daten von Empfängerantennen sowohl quer als auch längs ausgegeben, sodass das wiedergegebene Wellenfeld zum ersten Mal dreidimensional erfasst und hochpräzise Bilder aus dem Erdinneren aufgezeichnet werden können. Mithilfe von MEMS-Multisensortechnologie misst der IsoMetrix-Service sowohl den akustischen Druck als auch die vertikale und quer verlaufende Beschleunigung in einem breiten Frequenzspektrum.

In Australien erhielt WesternGeco von Drillsearch Energy Limited einen Auftrag zur Datenerfassung und -verarbeitung für ein über 1.500 km2 großes Gebiet im Cooper-Eromanga-Becken, wo das seismische Landsystem UniQ mit integrierten Punktempfängern zum Einsatz kommt. Auf das Erfolgskonto des UniQ-Systems geht zudem der Auftrag der Hess Corporation, in dessen Rahmen WesternGeco die 2D Datenerfassung und -verarbeitung für eine über 2.000 km2 große Fläche im Beetaloo-Becken im Northern Territory durchführt. Die seismischen Daten werden mit Messungen der Schwerkraft und elektromagnetischen Daten kombiniert, um Modelle der oberflächennahen Geschwindigkeit und Oberflächenstatik zu erzeugen. Die Aufträge unterstreichen die fortlaufende Akzeptanz der UniQ-Technologie im australischen Markt, wo eine schonende Quellpunkt-Empfängerpunkt-Konfiguration für die Lösung umweltbedingter Probleme in abgelegenen Gebieten entscheidend ist.

WesternGeco hat unter Einsatz von Q-Seabed*, einem aus mehreren Komponenten bestehenden seismischen Meeresbodensystem, mit der Erfassung der ersten drei Studien mit Meeresbodenkabeln in der britischen Nordsee für BP begonnen. Im Rahmen der Studie wird außerdem zum ersten Mal das Azimuthally Invariant Source Array (AISA) von WesternGeco für kommerzielle Zwecke eingesetzt. Es handelt sich dabei um ein omnidirektionales System, das Komplikationen beheben soll, die durch azimutale Schwankungen bei der Quellenausgabe entstehen.

Darüber hinaus hat BP bei WesternGeco ein Erfassungs- und Verarbeitungsprogramm von hochauflösenden 3D-Meeresdaten für ein 280 km2 umfassendes Seichtwassergebiet im ACG-Feld im Kaspischen Meer in Auftrag gegeben. Dies ist in kurzer Zeit bereits das dritte Projekt von BP im Kaspischen Meer und wird mit dem Seismikschiff Gilavar durchgeführt.

Vor der Küste Angolas hat WesternGeco zusammen mit Sonangol E.P. die seismische Studie einer 7.000 km2 umfassenden Fläche auf Block 19 und 20 durchgeführt. Die 6-monatige Studie, die früher als geplant mit Erfolg abgeschlossen wurde, ist die erste Multiclient-3D-Studie, bei der die Streamer-Technologie Q-Marine Solid* in Westafrika eingesetzt wurde. Sie ist Teil eines 4-jährigen Datenerfassungs- und Wiederverarbeitungsprogramms für verschiedene Tiefen, bei dem die Pre-Salt-Schicht über 38.000 km2 im Kwanza-Becken beleuchtet wird.

Im US-amerikanischen Golf von Mexiko hat WesternGeco die Erfassungsarbeiten im Rahmen der Petronius-4D-Überwachungsstudie für Chevron U.S.A Inc. und für die Marathon Oil Company durchgeführt. Diese Zeitspannenstudie wurde mithilfe der Streamer-Technologie Q-Marine Solid von WesternGeco durchgeführt, wobei auch Dynamic Spread Control (DSC) benutzt wurde, um angesichts der komplexen Strömungsmuster im Golf von Mexiko die Wiederholbarkeit von Quelle und Empfang zu maximieren.

Tullow Oil plc hat WesternGeco einen Auftrag für die seismische Erfassung von rund 3.000 km2 vor der Küste von Suriname erteilt. Die Studie wird von der Western Regent unter Verwendung der Streamer-Technologie Q-Marine Solid im Laufe des zweiten und dritten Quartals 2012 durchgeführt. Um eine optimale Flächendeckung in den problematischen Strömungen des Gebiets sicherzustellen, benutzt WesternGeco die DSC-Technologie für die automatisierte Positionierung von Schiff, Quelle und Streamern.

Petrobras hat WesternGeco einen Zweijahresvertrag für die Verarbeitung elektromagnetischer Daten erteilt, wozu auch richtungsweisende Inversionslösungen für mehrere Meeresprojekte gehören. Die Arbeiten werden in der GeoSolutions-Datenverarbeitungsanlage von WesternGeco in Rio de Janeiro ausgeführt.

Schlumberger Testing Services halfen der kalifornischen Union Oil Company beim Abschluss einer Tiefseebohrung im US-amerikanischen Golf von Mexiko in einer Tiefe von über 2.130 Metern. Dabei wurden angesichts eines Bohrlochsohlendrucks von 20.000 psi und einer Bohrlochtiefe von über 8.530 Metern fortschrittliche Perforationssysteme verwendet. Während der Aktion wurden vier Förderzonen gleichzeitig perforiert, und zwar mithilfe von PowerFlow* für große Durchmesser (7 Zoll und 18 Ladungen pro Fuß) und dem Perforiersystem INsidr* zur Perforationsschock- und Geröllreduktion. Der gesamte Perforationsabschnitt erstreckte sich über fast 400 Meter, eine Rekordlänge für Großgeräte in derartigen Tiefen und Druckbereichen. Die Bohrloch-Montage wurde mithilfe der Schlumberger-Technologien IRIS* (Intelligent Remote Implementation) und PosiTest* (Long-Stroke Retrievable Packer) über ein 5-⅞-Zoll-Bohrgestänge durchgeführt. Die Arbeit wurde in einem Durchgang ohne Stillstandszeiten ausgeführt und lieferte ein Beispiel für die hervorragende Umsetzung zwischen Bohrturm-Personal, Chevron U.S.A Inc. (ein verbundenes Unternehmen von Union) und Schlumberger.

Im Irak wurden für Petronas Carigali Iraq die Drillstem-Test-Technologien (DST) von Schlumberger Testing Services eingesetzt, darunter Signature*-Quarz-Messgeräte, IRIS (Intelligent Remote Implementation) und SCAR* (Inline-Independent-Reservoir-Flüssigkeitstests). Dank dieser Technologien konnten drei Bohrtage gespart werden. Sie waren Teil des hochleistungsfähigen Bohrloch-Reservoir-Testsystems Quartet*, das ein hohes Maß an Sicherheit und ein kürzeres String-Design bietet sowie weniger Verbindungen erfordert als herkömmliche DST-Technologien.

In Russland hat Schlumberger einen Auftrag von LUKOIL für Bohrloch-Testdienstleistungen erhalten, die an einem Hochdruckbohrturm zur Erdgasförderung in der abgelegenen arktischen Region Jamal durchgeführt werden sollen. Die Dienstleistungen umfassen Perforation, Drillstem-Tests, Oberflächentests und Flüssigkeitsproben. Dabei wird das neueste hochleistungsfähige Bohrloch-Reservoir-Testsystem Quartet eingesetzt. Die Quartet-Technologie wird in Verbindung mit dem Konnektivitäts-, Kooperations- und Informationssystem InterACT* zur Qualitätskontrolle und Bohrloch-Testdatenauswertung verwendet.

Talisman hat Schlumberger eine fünfjährige globale Lizenzvereinbarung erteilt, die sämtliche Aktionen in Nordamerika, Lateinamerika, Südostasien, der Nordsee, Nordafrika und Polen einschließt. Der Vertrag beinhaltet die E&P-Software Petrel* mit Modulen für Geologie, Geophysik und Reservoir-Engineering, das Softwareentwicklungs-Rahmenwerk Ocean*, die Reservoir-Simulationssoftware ECLIPSE* und die Petroleum-System-Modellerstellungssoftware PetroMod*. Die lizenzierte Produktpalette steht im Einklang mit dem Geschäftsziel der Effizienzsteigerung und der besseren Quantifizierung von Ungewissheiten in Bezug auf Explorations- und Erschließungsarbeiten.


Drilling Group

Der Umsatz im zweiten Quartal in Höhe von 4,00 Mrd. USD war 6 % höher als im Vorquartal und 19 % höher als im Vorjahr. Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 738 Mio. USD lag 12 % höher als im Vorquartal und wuchs um 38 % gegenüber dem Vorjahr.

Die Umsatzsteigerung gegenüber dem Vorquartal ist primär auf die starken internationalen und Offshore-Aktivitäten bei Drilling & Measurements und die Technologien von M-I SWACO zurückzuführen. Insbesondere die Leistung von Drilling & Measurements wurde sowohl von der verstärkten Geschäftstätigkeit als auch von einem verbesserten Technologie-Umsatzmix angekurbelt, der zum Teil zu Preisvorteilen führte. Zusätzlich verzeichnete M-I SWACO solide Ergebnisse aus Tiefseearbeiten im US-amerikanischen Golf von Mexiko, wobei M-I SWACO auf das vor Macondo herrschende Betriebsniveau zurückkehrte. Der IPM-Geschäftsbetrieb in Lateinamerika sowie in den GeoMarkets Nordafrika wie auch Australien & Papua-Neuguinea war dank dem Start mehrerer neuer Projekte ebenfalls stärker.

Die operative Marge vor Steuern erhöhte sich um 107 bps auf 18,4 % gegenüber dem Vorquartal infolge gesteigerter hochrentabler Tiefseeaktivität sowohl in Nordamerika als auch international. Die Margenverbesserung war außerdem durch den günstigen Umsatzmix bedingt, der zu bestimmten Preisvorteilen führte, insbesondere im Bereich Drilling & Measurements.

Einige Höhepunkte, wie zum Beispiel der Fokus auf die Integration von Drilling Group-Technologien, trugen zu den Ergebnissen im zweiten Quartal bei.

Die Integration der Drilling Group-Technologien war für die Rekordleistung bei Bohrungen auf dem TNK-BP-Verknechonskoe-Feld in Sibirien verantwortlich. Auf dem Feld 19-2244 wurden Drehsteuersysteme vom Typ PowerDrive X6* mit einem MDSi613WPX-Bohrkopf von Smith in Verbindung mit dem Schlammsystem FLO Pro NT* von M-I SWACO eingesetzt, um den längsten Bohrschacht und den längsten horizontalen Abschnitt des Feldes zu bohren. Die durchschnittliche Penetrationsrate und Strecke pro zirkulierender Stunde betrugen 34,1 m/h bzw. 17,2 m/h. Beide Werte repräsentieren neue Rekordleistungen bei allen Bohrlochvorrichtungen auf dem Feld.

Im Irak wählte der Betreiber HKN Inc. eine Kombination aus Drehsteuersystemen des Typs PowerDrive vorteX* von Drilling & Measurements, Schlumberger-Technologien, die das Messen und Aufzeichnen während des Bohrvorgangs ermöglichen, und MDi616-Bohrköpfen von Smith mit polykristallinen Diamanten (Polycrystalline Diamond Compact, PDC) sowie ONYX*-Cuttern für die Bohrung eines 8-½-Zoll-Abschnitts in einer Bohrumgebung mit kontrolliertem Druck. Der Abschnitt wurde mit einer 140-prozentigen zeitlichen Verbesserung gebohrt, im Vergleich zu konventionellen Methoden, die zuvor bei dem Bohrloch eingesetzt wurden.

In Ecuador gelang es IPM mit einer Reihe von Schlumberger-Technologien, die Bohrung und den Abschluss eines horizontalen Bohrlochs im OSO-Feld für Petroamazonas EP durchzuführen. Das Bohrloch wurde 1 ½ Tage früher als geplant fertiggestellt, enthält den längsten horizontalen Abschnitt des Feldes und ist mit einer anfänglichen Förderrate von 6.700 bbl/d am ertragreichsten. PeriScope* (Bed-Boundary-Mapper), PowerDrive Xceed* (Drehsteuersysteme), ScavengerPlus* (Flüssigschlammstabilisator) und das Verfahren Perform* (Leistung durch Risikomanagement) trugen allesamt zu diesem Erfolg bei.

Die Integration der Dienstleistungen von Pathfinder und Smith Bits in Oklahoma ermöglichte es Marathon Oil, im Vergleich zur Bohrloch-Performance im Cana/Woodford-Feld rund 3 ½ Tage zu sparen. Die Kombination des hochleistungsfähigen Drehsteuersystems PowerDrive Archer* 675 von Schlumberger mit einem MSi613UPX-Bohrkopf von Smith lieferte Bohrlochabweichungen von 10°/100 Fuß in der Kurve vor der lateralen 90-Fuß-Bohrung bei einer optimalen Penetrationsrate. Außerdem wurde in Oklahoma unter Mithilfe von Cimarex-Ingenieuren eine neue Konstruktion für den Smith-Bohrkopf MSi713 entwickelt, was zu einer Verbesserung der Penetrationsrate geführt hat. Der Bohrkopf wurde in Verbindung mit PowerDrive Archer eingesetzt, wobei mit 353 Fuß im Vergleich zu durchschnittlich 191 Fuß die von Cimarex größte jemals erreichte Distanz an einem Tag in der Kurvensektion im Cana-Feld gebohrt wurde.

Die leistungsfähige Drehsteuertechnologie PowerDrive Archer wurde in Thailand für Salamander Energy eingeführt, um die präzise Positionierung eines Bohrlochs mit einem 1.000 Meter langen Tangentenabschnitt und einer Neigung von 80° in einer nicht konsolidierten Formation zu ermöglichen. Der komplette Abschnitt wurde in einem Durchgang gebohrt und stellte den ersten Einsatz von PowerDrive Archer in Thailand dar. Außerdem wurde zum zweiten Mal weltweit PowerDrive Archer in Verbindung mit dem multifunktionellen Aufzeichnungsgerät EcoScope*† eingesetzt, das Echtzeitdaten während des Bohrvorgangs liefert. Die Bohrlochsohlenmontage wurde mit einem neuen Fünfblattbohrer vom Typ Smith MDi519LBPX ausgeführt, der zusammen mit der integrierten IDEAS*-Bohrkopfkonstruktion für geeignet befunden wurde, niedrige Vibrationen bei hohen Penetrationsraten durch Abschnitte mit hohen Bohrlochabweichungen zu erzielen. Das System ermöglichte ein konstantes Leistungsniveau, während die Penetrationsrate um mehr als 60 % verbessert wurde im Vergleich zu vorherigen Bohrlöchern, die mit Motoren gebohrt wurden.

In Saudi-Arabien ermöglichte bei einem Explorationsbohrloch für Saudi Aramco eine integrierte Vorgehensweise die Optimierung der Bohrmethoden sowohl unter der als auch durch die Salzschicht hindurch. Dabei wurden folgende Schlumberger-Technologien kombiniert: Seismik während des Bohrvorgangs, Akustik während des Bohrvorgangs und vertikale seismische Profilerstellung. Das Datenmaterial half nicht nur bei der Vorhersage und Durchführung der Bohrung durch die Salzabschnitte, sondern lieferte auch die Informationen für Workflows, die für die Bohrung von ähnlichen Strukturen in zukünftigen Bohrlöchern in der Gegend benutzt werden.

Im Cuu-Long-Becken in Vietnam wurden fortschrittliche Technologien von Drilling & Measurements zur Aufzeichnung während des Bohrvorgangs eingesetzt, um ein frakturiertes Granitgrundreservoir für Japan Vietnam Petroleum Co., LTD., zu bewerten. Aufgrund der Bohrlochbedingungen wurde eine quellenlose Formationsbewertung während des Bohrvorgangs mittels NeoScope*† eingesetzt, um konventionelle Dreifachmessungen zu erzeugen. In Kombination damit wurden die geoVISION*-Widerstandstechnologie zur Frakturbewertung sowie die sonicVISION*-Technologie für Akustik während des Bohrvorgangs zur Formationsbewertung und zur Feststellung der Felsfestigkeit eingesetzt.

Im Südchinesischen Meer setzte CNOOC bei einem schwierigen horizontalen Bohrloch in einem ausgereiften Reservoir die Drehsteuertechnik PowerDrive von Drilling & Measurements, die multifunktionale Technologie EcoScope für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs und das Bed-Boundary-Mapping-Instrument PeriScope ein. Der Nutzen dieser Technologien kam klar zum Vorschein, als das Bohrloch sanft in das Reservoir eingesetzt und der 304 Meter lange horizontale Abschnitt präzise platziert wurde, und zwar inmitten eines dünnen Schichtbetts, das im Durchmesser zwischen 1 ½ und 3 Metern variierte. Das Bohrloch erreichte eine Erdölförderung von 6.000 bbl/d und übertraf damit das Förderziel von 1.500 bbl/d bei Weitem. Gleichzeitig bedeutete dies einen neuen Förderrekord bei einem sehr ausgereiften Reservoir im Südchinesischen Meer.

In Aserbaidschan halfen Aufzeichnungen von Schlumberger während des Bohrvorgangs der Firma Total bei der Bewertung eines Explorationsbohrlochs, wo ein konventioneller Wireline-Betrieb aufgrund von hohen Oberschichten und leergefördertem Reservoirdruck nicht möglich war. Die Dienstleistungen arcVISION* und adnVISION* von Drilling & Measurements in Verbindung mit der StethoScope*-Technik, die den Formationsdruck während des Bohrvorgangs misst, wurden für die Erfassung der Formationsbewertungsdaten zur Reserveneinschätzung erfolgreich eingesetzt. Nachfolgende Tests bestätigten die Entdeckung von Erdgas und eines Kondensatreservoirs.

Des Weiteren wurden in Aserbaidschan die Echtzeit-Formationsbewertungsdaten von Drilling & Measurements in einem Explorationsbohrloch von SOCAR eingesetzt. TeleScope* und die arcVISION-Technologie zur Aufzeichnung während des Bohrvorgangs wurden von der Erdoberfläche bis in eine Tiefe von 6.380 Metern eingesetzt. Die dabei gewonnenen Daten halfen, die Formationseigenschaften unter den schwierigen Bedingungen von hohem Druck und leergeförderten Zonen zu bewerten.

In Sichuan in Zentralchina benutzte PetroChina SWOGC das Drehsteuersystem PowerDrive von Drilling & Measurements, das Bed-Boundary-Mapping-Instrument PeriScope und die Technologie SonicScope, die Akustik während des Bohrvorgangs liefert, um ein 506 Meter langes laterales Bohrloch in ein enges Kohlenstoff-Öl-Reservoir einzusetzen. Gleichzeitig wurden Frakturen erfasst, um das Komplettierungskonzept zu optimieren. Während der anschließenden Stimulationsarbeiten passte PetroChina SWOGC das Projekt aufgrund dieser Daten an und konnte dadurch Verbesserungen bei der Bohrleistung erzielen.

Die hochwertige Schneidetechnologie ONYX II* wurde für OrenburgNeft in der Wolga-Ural-Region in Russland erfolgreich eingeführt. Die mit IDEAS-Bohrkopf-Designsoftware optimierten PDC-Bohrköpfe von Smith erfüllten die Vorgaben, indem sie bei guter Kontrolle, maximaler Gesamtlänge und einer Penetrationsrate, die 29 % über derjenigen von Offset-Bohrlöchern lag, ein 8 ½ Zoll breites direktionales Intervall durch hartes Karbonatgestein bohrten. Diese Leistung machte es außerdem möglich, den Abschnitt in einer Aktion anstatt zwei durchzuführen.

In der ostsibirischen Region Jakutsk gelang es Surgutneftegaz, dank Smith-Bits-Technologien die Bohrgeschwindigkeiten auf den Talakan- und Alinsloe-Feldern zu erhöhen. Die Entwicklung eines optimierten Bohrkopfs, mit dem höhere Bohrgeschwindigkeiten erzielt werden, war durch die Kombination mehrerer Faktoren möglich: Analyse des Bohrprozesses, Einsatz von ONYX-Cuttern in Verbindung mit der abriebfesten PDC-Bohrkopftechnologie SHARC* sowie die integrierte Bohrkopf-Designplattform IDEAS. Folglich konnte die Penetrationsrate während der Bohrung des 6.200 Meter langen Abschnitts um 60 % gesteigert werden, was zu signifikanten Kosteneinsparungen führte und die Möglichkeit eröffnete, mit der Erdölförderung früher als geplant zu beginnen.

In Kalifornien wurde mithilfe der Sidetracking-Dienste von SERVCO der erste bekannte Dreifach-Bohrrohrabsenkkeil in Nordamerika fertiggestellt, und zwar unter Verwendung des Whipstock-Systems Trackmaster*. Mit einer FasTrack*-One-Trip-Mill gelang es, durch Bohrrohre der Größen 7 Zoll, 8 5/8 Zoll und 13 3/8 Zoll in einem Durchgang durchzufräsen.

In Norwegen erhielt Schlumberger im Rahmen des Erschließungsprojekts Greater Ekofisk einen Fünfjahresvertrag von ConocoPhillips für folgende M-I-SWACO-Produkte: Bohr- und Completion-Flüssigkeiten, Bohrabfall-Management, mechanische Aufräum- und Zirkulationswerkzeuge sowie Onshore-Ingenieursdienstleistungen in Echtzeit.

In Kuwait konnte KOC zwei duale laterale Bohrlöcher in einem komplexen Reservoir mit heterogenem und hoch durchlässigem Sand, aktiven Gräben sowie Schieferschichten bohren und fertigstellen. Dabei verließ man sich auf die M-I-SWACO-Produkte FAZEPRO*, eine reversible Wasser-in-Öl-Bohrschlammspülung, und FAZEBREAK*, einen Filterkuchen-Breaker, sowie auf MeshRite*-Edelstahlsiebe. Die Kombination dieser Technologien führte zu Förderraten, die rund 60 % höher ausfielen als erwartet, und ist für alle ähnlichen Bohrlöcher in der Zukunft geplant.


Production Group

Der Umsatz im zweiten Quartal in Höhe von 3,74 Mrd. USD war 6 % höher als im Vorquartal und 19 % höher als im Vorjahr. Das Betriebsergebnis vor Steuern war mit 612 Mio. USD im Vergleich zum Vorquartal 1 % tiefer und im Jahresvergleich unverändert.

Gegenüber dem Vorquartal stieg der Umsatz aufgrund gesteigerter Absatzzahlen für Produkte von Artificial Lift und Completions in allen Bereichen, während der Start eines SPM-Projekts in Ecuador für eine Überkompensation der niedrigeren Erlöse von Well Services auf dem Festland von Nordamerika sorgte. Der Umsatz von Well Services aus internationaler und Offshore-Geschäftstätigkeit wuchs gegenüber dem Vorquartal und machte das schwächere Landgeschäft von Well Services aufgrund des Einsetzens der Frühlingsbedingungen in Kanada und des Abwärtstrends bei den Preisen mehr als wett.

Die operative Marge vor Steuern verringerte sich im zweiten Quartal um 117 bps auf 16.4 %. Dieser Rückgang ist hauptsächlich auf den nordamerikanischen Festlandmarkt für hydraulisches Aufbrechen zurückzuführen infolge des Einsetzens der Frühlingsbedingungen in Kanada und der fortlaufenden Kosteninflation und des Preisdrucks auf dem US-amerikanischen Festland. Dies wurde zum Teil durch bessere Margen von anderen Production-Group-Technologien kompensiert.

Zu den Höhepunkten im Production-Bereich während des Quartals gehörte eine Reihe von Erfolgen für die Technologien der Gruppe.

Die Durchflussstreifen-Hydraulic-Fracturing-Technologie HiWAY* von Well Services wurde für Megionneftegazin in Westsibirien für Wiederaufbrucharbeiten auf dem Taylakovskoe-Ölfeld zum ersten Mal in Russland eingesetzt. Bei einem Bohrloch, das zuerst im Jahr 2009 durch Frakturieren mit einer konventionellen Methode stimuliert wurde, konnte dank HiWAY-Technologie die stabilisierte Erdölförderung fast verdoppelt werden. Megionneftegaz plant, die Technologie für weitere Bohrlöcher einzusetzen, die zuvor mit herkömmlichen Methoden stimuliert wurden.

In Ägypten konnte die Marktdurchdringung mit der Technologie HiWAY von Well Services fortgesetzt werden. Gleichzeitig wurde sie zum ersten Mal für die Qarun Petroleum Company eingesetzt. Dabei handelt es sich um ein Joint Venture zwischen EGPC, Phoenix Resources Company von Qarun, Apache Oil Egypt Inc. und GNR Seagull. Daten, die nach der Stimulation und anfänglichen Produktion erfasst wurden, weisen auf eine beträchtliche Steigerung der Erdölförderrate gegenüber Vergleichsbohrlöchern des Feldes hin.

Im Eagle Ford Shale im LaSalle County im Süden von Texas (USA) setzte die Hess Corporation im Dezember 2011 die Durchflussstreifen-Hydraulic-Fracturing-Technologie HiWAY von Well Services ein. Jüngste Vergleiche von Bohrleistungen zeigten gesteigerte Förderraten bei den mit HiWAY behandelten Bohrlöchern im Vergleich zu jenen, die mit anderen Techniken behandelt wurden. Der Produktivitätsunterschied zwischen HiWAY und konventionellen Methoden hat sich im Laufe der Zeit verstärkt, was zu einer Steigerung beim erwarteten Gesamtpotenzial der Bohrlöcher führte, in denen die HiWAY-Technologie eingesetzt wurde.

Weiterhin wurde auf dem US-Landmarkt zum ersten Mal die HiWAY-Technologie von Well Services mit Nitrogen-Schaum verwendet, und zwar für Encana. Die anfängliche Förderrate des Bohrlochs war größer als erwartet und bedeutend höher als bei Vergleichsbohrungen, die mit konventioneller Technologie fertiggestellt wurden.

Eine spezielle Technologie von Well Services, OCA* (Organic Clay Acid), wurde zur Stimulation eines Bohrlochs für Tullow Oil im Jubilee-Feld vor der Küste Ghanas eingesetzt. Das Stimulationskonzept stützte sich auf Daten von Kernproben sowie auf die Nutzung der geochemischen Simulationssoftware Virtual Lab*, um das Flüssigkeitsverhalten zu simulieren und auf diese Weise eine optimale Flüssigkeitsformulierung sicherzustellen. Die Aktion wurde ohne Probleme mithilfe des modularen Offshore-Stimulationssystems FlexSTIM* durchgeführt. Dabei gelang es, die Erdölförderrate signifikant zu steigern, weshalb weitere Bohrlöcher für ähnliche Behandlungen vorgemerkt sind.

Im Marcellus Shale gelang Shell die Bewertung von Orientierung, Größe und Voranschreiten der Fraktur mittels StimMAP*, der diagnostischen Technologie für hydraulische Bruchstimulation von Well Services. Als Teil dieser Aktion wurden VSI*-Tools (Versatile Seismic Imager) von Wireline mit MaxTRAC-Beförderungstechnik entlang zwei horizontaler Bohrlöcher sowie in einem weiteren vertikalen Bohrloch eingesetzt. Die erfassten Daten trugen zum besseren Verstehen des Feldes bei und werden eine optimale Erschließung in der Zukunft ermöglichen. StimMAP-Diagnosetechnik wurde außerdem in Colorado für einen namhaften nordamerikanischen Energieerzeuger benutzt. TuffTRAC*-Technologie von Wireline beförderte einen aus 8 Sensoren bestehenden VSI-Imager über eine Distanz von mehr als 2 Kilometern bei einer horizontalen Bohrung bis zu einer Tiefe von 4.765 Metern bei einer Geschwindigkeit von 426 Meter/h, um die Behandlung des Bohrlochs zu optimieren.

Losseal* W von Well Services, verstärkte Composite-Mat-Pillen, wurden für einen Betreiber im Norden von Oman eingeführt, um Zirkulationsverluste in einem 8-½-Zoll-Abschnitt zu stoppen, wo im Normalfall statische Verluste von bis zu 350 bbl/h beobachtet werden. Die neue Technologie wurde in zwei Bohrlöchern eingesetzt, nachdem Versuche mit konventionellen Pillen scheiterten. Es wurden keine weiteren Flüssigkeitsverluste beobachtet, und der Betreiber konnte die Bohrungen und Gehäuseinstallationen ohne Probleme fortsetzen.

In Italien wurde die fortschrittliche Zementtechnologie FlexSTONE* von Well Services bei drei Bohrungen in der Adria für Eni eingesetzt. Die Bohrlöcher, die bruchstimuliert und kiesgefiltert sind, werfen Probleme in Bezug auf Zonenabgrenzung auf, weil diese Aktionen herkömmlichen Zement beschädigen und die hydraulische Trennung beeinträchtigen können. Aufzeichnungen der Zementhaftung bestätigten die erfolgreiche Platzierung von FlexSTONE, was zum Erfolg dieses Offshore-Konstruktionsprojekts beitrug.

In Russland, genauer gesagt auf dem Tevlinsko-Russinskoe-Ölfeld von LUKOIL, wurde die abreibende Perforations- und Aufbruchtechnologie AbrasiFRAC* von Schlumberger mit faserverstärktem Proppant-Plug bei einer mehrphasigen Bruchstimulationsaktion an einer horizontalen Bohrung mit einer zementierten Abdichtung eingesetzt. Die Förderung erhöhte sich um das Vierfache und übertraf dabei die Erwartungen um 35 %. Die Verwendung der Technologie führte in Bezug auf verlässliche Zonenabgrenzung zum Erfolg, im Gegensatz zu konventionellen Proppant-Plugs, die erfahrungsgemäß in dieser Hinsicht scheiterten.

In Kolumbien gelang es Equion Energia mithilfe integrierter Schlumberger-Technologien von Well Intervention und Testing Services, die Perforierungseffizienz bei einem Bohrloch in der Mirador-Formation zu verbessern. Das elektronische Auslösesystem e-Fire* für den Einsatz von Coiled Tubing wurde mithilfe der Live-Coiled-Tubing-Technologie ACTive* durchgeführt. Die Aktion konnte in einem Durchgang abgewickelt werden und umfasste folgende Schritte: Austausch von Bohrspülung, Korrelation, Perforation von Underbalanced Drilling, Perforateur-Platzierung, Entnahme von Flüssigkeitsproben und Abdichtung der Formation durch das Pumpen von Zement. Der Erfolg dieser Aktion führte zu Plänen für ähnliche Vorhaben auf den Florena- und Resetor-Feldern.

In Libyen wurden Technologien von Schlumberger Well Intervention Services in einem abgewichenen Bohrloch auf See eingesetzt, um die Tauglichkeit für die Stimulation einer Bohrung für einen Erdölproduzenten auf dem Mellitah-Erdölfeld und dem Bouri-Erdgasfeld zu demonstrieren. In einer Aktion ohne Plattform wurde die Packer-Technologie CoilFLATE* von Schlumberger benutzt, nämlich für eine selektive Zonenmatrix-Behandlung auf der frisch perforierten oberen Zone der Bohrung. Die Ergebnisse waren äußerst positiv und werden im Hinblick auf zukünftige Behandlungen eine operative und qualitative Optimierung ermöglichen, während die CoilFLATE-Technologie zur bevorzugten Lösung für selektive Zonenmatrix-Behandlungen wird.

Für den britischen Teil der Nordsee hat Enquest PLC Schlumberger Artificial Lift einen Auftrag zur Lieferung, Installation und Bereitstellung von operativer Unterstützung bei elektrischen Tauchpumpensystemen (ESP) im Erschließungsprojekt im Alma- und im Galia-Unterwasserfeld erteilt. Das Projekt umfasst den Unterwassereinsatz der Tandem-ESP-Systeme DualLife* zum Abschluss von sieben Bohrlöchern. Die Auftragsvergabe erfolgte aufgrund des Schlumberger-Angebots einer integrierten Technologielösung einschließlich ESP-Systemen, Antrieben mit variabler Geschwindigkeit und elektrischer Verbindungen sowie aufgrund nachweislicher Erfolge bei weltweiten Unterwasser-Installationen.

In Norwegen erhielt Framo vor Kurzem einen Auftrag von A/S Norske Shell für ein komplettes Unterwasser-Booster-Pumpensystem für das Draugen-Feld in der Nordsee. Framo, der Branchenführer für mehrphasige Unterwasser-Pump- und -Messarbeiten mit Systemansatz, wurde von Schlumberger im Jahr 2011 vollständig übernommen.

Schlumberger Completions erhielt einen Dreijahresvertrag von Total E&P für die Lieferung von intelligenten Abschlussprodukten und -dienstleistungen in Katar. Der Auftrag stützte sich auf eine fünfjährige Erfolgsgeschichte in Bezug auf intelligente Installationen, die Einführung von neuer Technologie, die operativen Spitzenleistungen und die kontinuierliche Verbesserung der Zuverlässigkeit. Die Arbeiten im Rahmen des Vertrags wurden im Mai 2012 aufgenommen.

Im Irak wurden für Petronas Carigali Iraq WellWatcher*-Quarzmessgeräte von Schlumberger Completions für die permanente Überwachung auf dem Gharraf-Feld installiert. Die Technologie stellt eine einschlägige Veränderung bei der Produktionsüberwachung mit dem Ziel dar, das Gesamtpotenzial zu maximieren.

In Äquatorialguinea hat Schlumberger Completions eine umfassende Palette von Abschlussdienstleistungen für Noble Energy bereitgestellt, und zwar für drei Unterwasser-Erdgasbohrlöcher und drei plattformgestützte Produktionssonden auf dem Alen-Feld. Die bereitgestellten Produkte und Dienstleistungen umfassten Bohr- und Abschlusstechnologien von M-I SWACO, die Systeme AquaPac* für integriertes Water-Packing und OptiPac* Alternate Path‡ zur Kiesaufbereitung, die permanente Überwachungstechnologie WellWatcher* sowie oberflächenkontrollierte (TRMAXX*) und OD-reduzierte (SlimTech*) Sicherheitsventile.

In Brasilien erhielt Schlumberger Completions den ersten Auftrag zur Erschließung des OGX-Feldes. Der Auftrag kam durch die Kooperation und Erfahrung bei früheren Explorationskampagnen zustande, die von Schlumberger IPM gehandhabt wurden, sowie durch die Integration von Abschlusssystemen und Stimulationskonzepten, die für die Erschließung des Feldes erforderlich sind.


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 etwa 115.000 Mitarbeitern, die über 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 hat 2011 einen Umsatz aus laufender Geschäftstätigkeit in Höhe von 36,96 Milliarden USD ausgewiesen. Weitere Informationen finden Sie 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 den Dienstleistungen EcoScope und NeoScope wird Technologie verwendet, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.

‡Alternate Path ist eine Marke von ExxonMobil Corp; die Technologie wurde exklusiv an Schlumberger lizenziert.


Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, den 20. Juli 2012, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und Geschäftsprognose. Die Konferenz beginnt um 8.00 Uhr Central Time (CT) bzw. 9:00 a.m. Eastern Time (ET) (15.00 Uhr MEZ). Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1-800-230-1951 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-612-234-9960 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 20. August 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 246811 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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Schlumberger Limited
Malcolm Theobald, +1-713-375-3535
Vice President Anlegerpflege
oder Joy V. Domingo, +1-713-375-3535
Leiterin Anlegerpflege
investor-relations@slb.com