Schlumberger Ltd. gibt Ergebnisse des dritten Quartals 2012 bekannt

HOUSTON, Texas (USA) -- (BUSINESS WIRE) -- Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute einen Umsatz von 10,61 Milliarden US-Dollar für das dritte Quartal 2012 nach 10,45 Milliarden US-Dollar im zweiten Quartal 2012 und 9,55 Milliarden US-Dollar im dritten Quartal 2011 berichtet.

Die Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrugen 1,44 Milliarden US-Dollar - eine Steigerung um 3 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 10 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit ausschließlich der Kosten und Kredite betrug 1,08 US-Dollar gegenüber 1,05 US-Dollar im Vorquartal und 0,96 US-Dollar im dritten Quartal 2011.

Schlumberger erfasste Kosten von 0,02 US-Dollar je Aktie jeweils im dritten und zweiten Quartal 2012 und im dritten Quartal 2011.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services war mit 10,61 Milliarden US-Dollar 2 Prozent höher als im Vorquartal und 11 Prozent höher als im Vorjahr. Die Betriebseinnahmen vor Steuern erhöhten sich mit 2,14 Milliarden US-Dollar um 2 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 11 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum.

Paal Kibsgaard, CEO von Schlumberger, kommentierte: „Unsere Ergebnisse im dritten Quartal spiegeln stetiges internationales Wachstum wider, obgleich die Performance auf regionalen Märkten aufgrund des Aktivitätsmix und Änderungen bei Projektplänen schwankte. Onshore- und Offshore-Schlüsselmärkte trieben die Performance voran, wobei die internationale Nachfrage nach Profilerstellung von Förderstätten und Bohrdienstleistungen die Schwäche auf dem nordamerikanischen Hochdruckförderungsmarkt mehr als wettmachten.

Sowohl der Nahe und Mittlere Osten und Asien als auch Europa/GUS/Afrika erzielten starke Ergebnisse, während der Umsatz in Lateinamerika aufgrund von operativen Verzögerungen, Projektmobilisierungen und Änderungen im Aktivitätsmix auf dem Niveau des vorangegangenen Quartals stagnierte. In Nordamerika wurde die Performance von der zurückhaltenden saisonalen Erholung in Kanada, den fallenden Onshore-Bohrturmzahlen in den USA, dem Überangebot an Fracturing-Kapazitäten und den Auswirkungen von Hurrikan Isaac beeinträchtigt.

Die internationale Preisgebung verzeichnete einen stetigen Aufwärtstrend in diesem Quartal, angetrieben durch höhere Verkaufszahlen bei neuen Technologien und starker operativer Performance. Servicekapazitäten für seismische Erkundungen, Wireline und Drilling & Measurements blieben knapp, und wir sahen auch Anzeichen von Kapazitätsverknappung im Geschäftszweig Well Testing. Das Schlumberger Production Management stockte das Shushufindi-Projekt in Ecuador und das Carrizo-Ölfeld in Mexiko weiter auf, und wir starteten die Mobilisierung für das Panuco-Projekt, ebenfalls in Mexico.

Unter den neuen Schlumberger-Technologien zeigte die HiWAY-Aktivität kontinuierliches Wachstum, die Übernahme der ersten kommerziellen Seeseismik-Technologie IsoMetrix wurde abgeschlossen und wir führten in diesem Quartal verschiedene neue und einzigartige Wireline-Services ein.

Diesen Ergebnissen steht weiterhin die Unsicherheit bezüglich der Perspektiven für die Weltwirtschaft entgegen. Die Interventionen der Zentralbanken in den USA und Europa zusammen mit Anzeichen einer gesteuerten Abkühlung der chinesischen Konjunktur ließen die Schätzungen für das zukünftige weltweite BIP weitgehend unverändert. Gleichzeitig bleibt das Gleichgewicht zwischen Ölangebot und -nachfrage knapp, mit fortgesetzten Produktionsherausforderungen in Nicht-OPEC-Staaten und freien OPEC-Kapazitäten nahe an einem fünfjährigen Tiefststand. Dieses Gesamtbild führt uns zu der Annahme, dass die Ölpreise auf dem gegenwärtigen Niveau bleiben, obgleich sie freilich einer gewissen Volatilität ausgesetzt sind.

Wir erwarten immer noch ein Wachstum unserer internationalen Geschäftstätigkeit von über 10 Prozent für 2012. In Nordamerika wird die Stärke der Aktivitäten im Golf von Mexiko weiterhin durch die Schwäche auf dem Hydraulic Fracturing -Markt an Land und frühen Anzeichen der Aufweichung im Coiled-Tubing-Sektor herausgefordert.

Auf diesem Markt werden wir konsequent den Fokus auf Qualität und Effizienz unserer Leistungen beibehalten. Zusammen mit unserem ausgeglichenen Technologie-Portfolio und unübertroffener internationaler Stärke schafft dies ein Umfeld, in dem Schlumberger äußerst gut platziert ist, um ausgezeichnete Finanzergebnisse zu erzielen.“


Weitere Meldungen:

- In diesem Quartal kaufte Schlumberger 2,2 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 68,19 US-Dollar zu einem Gesamtpreis von 149 Millionen US-Dollar zurück.
- In diesem Quartal hat Schlumberger eine Milliarde US-Dollar in Fünfjahres-Anleihen zu 1,25 Prozent mit Fälligkeit 2017 und eine Milliarde US-Dollar in Zehnjahresanleihen zu 2,40 Prozent mit Fälligkeit 2022 ausgegeben.


Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung

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

Drittes Quartal Neun Monate
Abrechnungszeiträume endeten am 30. September 2012 2011 2012 2011

Umsatz $ 10.608 $ 9.546 $ 30.974 $ 26.658

Zinsen und sonstige Erträge, netto (1)
44 34 137 94
Ausgaben
Umsatzkosten 8.290 7.444 24.265 20.951
Forschung und Engineering 289 266 855 800
Gemein- und Verwaltungskosten(2) 95 87 294 319
Fusion und Integration(2) 32 26 68 91
Zinsen 89 70 246 212
Gewinn vor Steuern 1.857 1.687 5.383 $ 4.379
Ertragsteuern (2) 442 398 1.287 1.051
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit 1.415 1.289 4.096 3.328
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit 12 16 51 261
Nettogewinn 1.427 1.305 4.147 3.589
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen 3 4 20 5
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn $ 1.424 $ 1.301 $ 4.127 $ 3.584

Auf Schlumberger entfallende Beträge sind zuzuordnen:
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2) $ 1.412 $ 1.285 $ 4.076 $ 3.323
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit 12 16 51 261
Nettogewinn $ 1.424 $ 1.301 $ 4.127 $ 3.584

Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2) $ 1,06 $ 0,95 $ 3,04 $ 2,43
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit 0,01 0,01 0,04 0,19
Nettogewinn $ 1,07 $ 0,96 $ 3,08 $ 2,62

Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.328 1.345 1.331 1.352
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.336 1.357 1.340 1.365

In Aufwendungen enthaltene Wertminderung und Abschreibung(3) $ 864 $ 825 $ 2.570 $ 2.415
1) Enthält folgende Zinserträge:
Drittes Quartal 2012 – 8 Millionen US-Dollar (2011 – 10 Millionen US-Dollar)
Neun Monate 2012 – 23 Millionen US-Dollar (2011 – 28 Millionen US-Dollar)
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)

30. September, 31. Dezember
Gesamtvermögen 2012 2011
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 4.760 $ 4.827
Forderungen 11.450 9.500
Sonstiges Umlaufvermögen 6.741 6.212
22.951 20.539
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 246 256
Anlagevermögen 14.104 12.993
Seismische Multiclient-Daten 504 425
Geschäftswert 14.524 14.154
Sonstige immaterielle Vermögenswerte 4.858 4.882
Sonstige Aktiva 2.254 1.952
$ 59.441 $ 55.201

Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 7.913 $ 7.579
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuern 1.459 1.245
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 1.792 1.377
Auszuschüttende Dividenden 368 337
11.532 10.538
Langfristige Verbindlichkeiten 9.397 8.556
Pensionsnebenleistungen 1.398 1.732
Latente Steuern 1.642 1.731
Sonstige Verbindlichkeiten 1.161 1,252
25.130 23.809
Eigenkapital 34.311 31.392
$ 59.441 $ 55.201


Nettoverbindlichkeiten

„Nettoverbindlichkeiten“ sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmitteln, 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)

Neun Monate 2012
Nettoverbindlichkeiten zum 1. Januar 2012 $ (4.850 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit 4,096
Wertminderung und Abschreibung 2.570
Renten und andere Aufwendungen für Pensionsnebenleistungen 298
Überschuss der Kapitalerträge über Dividendeneinkünfte (87 )
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 251
Renten und andere Rückstellungen für Pensionsnebenleistungen (462 )
Betriebskapitalerhöhung (2.816 )
Kapitalaufwendungen (3.162 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (260 )
Ausgeschüttete Dividenden (1.067 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 385
Aktienrückkaufprogramm (972 )
Firmenakquisitionen, abzüglich erworbener liquider Mittel und Verbindlichkeiten (712 )
Erlös aus dem Verkauf von Wilson 906
Erlös aus dem Verkauf von CE Franklin 122
Sonstige (472 )
Währungseffekte auf Nettoverbindlichkeiten 49
Netto-Verbindlichkeiten am 30. September 2012 $ (6.183 )

Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten

30. September
2012


31. Dezember
2011
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 4.760 $ 4.827
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 246 256
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (1.792 ) (1.377 )
Langfristige Verbindlichkeiten (9.397 ) (8.556 )
$ (6.183 ) $ (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)

Drittes Quartal 2012
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,

wie ausgewiesen
$ 1.857 $ 442 $ 3 $ 1.412 $ 1,06
Fusions- und Integrationskosten 32 4 - 28 0,02 Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,

unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
$ 1.889 $ 446 $ 3 $ 1.440 $ 1,08

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

Drittes Quartal 2011
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie(*)
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,

wie ausgewiesen
$ 1.687 $ 398 $ 4 $ 1.285 $ 0,95
Fusions- und Integrationskosten 26 3 - 23 0,02 Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,

unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
$ 1.713 $ 401 $ 4 $ 1.308 $ 0,96

Neun Monate 2012
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,

wie ausgewiesen
$ 5.383 $ 1.287 $ 20 $ 4.076 $ 3,04
Fusions- und Integrationskosten 68 6 - 62 0,05 Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,

unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
$ 5.451 $ 1.293 $ 20 $ 4.138 $ 3,09

Neun Monate 2011
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie(*)
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,

wie ausgewiesen
$ 4.379 $ 1.051 $ 5 $ 3.323 $ 2,43
Fusions- und Integrationskosten 91 17 - 74 0,05 Fusion und Integration
Spende an Schlumberger Foundation 50 10 - 40 0,03 Gemein- und Verwaltungskosten
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,

unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
$ 4.520 $ 1.078 $ 5 $ 3.437 $ 2,52

(*) Rundungsfehler möglich

Produktgruppen

(Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis
30. September 2012 30. Juni 2012
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Oilfield Services
Reservoir Characterization – Lagerstätten-Profilerstellung $ 2.910 $ 838 $ 2.778 $ 784
Drilling – Bohren 4.048 733 4.001 738
Produktion 3.675 548 3.738 612
Konsolidierungen und Sonstiges (25 ) 23 (69 ) (35 )
10.608 2.142 10.448 2.099
Konzern und Sonstiges - (176 ) - (169 )
Zinserträge (1) - 8 - 7
Zinsaufwendungen (1) - (85 ) - (76 )
Belastungen und Gutschriften - (32 ) - (22 )
$ 10.608 $ 1.857 $ 10.448 $ 1.839


Geografische Regionen

(Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis
30. September 2012 30. Juni 2012
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern
Oilfield Services
Nordamerika $ 3.290 $ 610 $ 3,367 $ 695
Lateinamerika 1.860 333 1.857 354
Europa/GUS/Afrika 2.985 646 2.923 592
Naher und Mittlerer Osten und Asien 2.352 570 2.200 505
Konsolidierungen und Sonstiges 121 17 ) 101 (47) )
10.608 2.142 10.448 2.099
Konzern und Sonstiges - (176 ) - (169 )
Zinserträge (1) - 8 - 7
Zinsaufwendungen (1) - (85 ) - (76 )
Belastungen und Gutschriften - (32 ) - (22 )
$ 10.608 $ 1.857 $ 10.448 $ 1.839

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


Oilfield Services

Der Umsatz von 10,61 Milliarden US-Dollar im dritten Quartal erhöhte sich um 160 Millionen US-Dollar bzw. 2 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 1,1 Milliarden US-Dollar bzw. 11 Prozent gegenüber dem Vorjahr dank robuster internationaler Geschäftstätigkeit. Gegenüber dem Vorquartal erhöhte sich der Umsatz der Reservoir Characterization Group um 5 Prozent und erreichte 2,9 Milliarden US-Dollar, während der Umsatz der Drilling Group von 4,0 Milliarden US-Dollar um ein Prozent höher lag. Der Umsatz der Production Group nahm gegenüber dem Vorquartal um 2 Prozent ab und sank auf 3,7 Milliarden US-Dollar. Der geographisch internationale Umsatz von 7,2 Milliarden stellte eine Erhöhung von 217 Millionen US-Dollar bzw. 3 Prozent dar, dagegen ging der Umsatz in Nordamerika (3,3 Milliarden US-Dollar) um 76 Millionen US-Dollar bzw. 2 Prozent im Vergleich zum Vorquartal zurück.

Der Umsatz der Reservoir Characterization Group erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal dank der verstärkten Nutzung von WesternGeco-Erkundungsschiffen in Nordsee und Karasee sowie höherer Produktivität des seismischen Landsystems UniQ* im Nahen und Mittleren Osten. Der Umsatz von Testing Services erhöhte sich stark durch Explorations- und Entwicklungsprojekte in Europa, Afrika und Lateinamerika. Der Umsatz der Drilling Group stieg aufgrund der robusten internationalen und Offshore-Nachfrage nach Drilling & Measurements Services stark an, vor allem im Nahen und Mittleren Osten und Asien. Drilling Tools & Remedial Services trugen ebenfalls zum Wachstum bei, insbesondere durch die zusätzliche Leistung der kürzlich übernommenen CASING DRILLING™ und Radius Services. Der Umsatzrückgang der Production Group lag vor allem an Well Services Land in Nordamerika, wo das Überangebot an Wasserkraft weiterhin einen negativen Preisdruck auf eine im Verhältnis zum Vorquartal schwache Aktivität ausübte. Der geringere Umsatz wurde teilweise durch die Aktivitäten von Well Intervention Services in der Nordsee und in Russland und höhere Verkaufszahlen bei Completion Products in diesem Gebiet wettgemacht, einschließlich des Anlaufs des Untersee-Projekts in Russland.

Unter den Gebieten wuchs der Umsatz von 2,4 Milliarden US-Dollar im Nahen und Mittleren Osten und Asien um 7 Prozent im Vergleich zum Vorquartal, geführt von starken Offshore-Aktivitäten im australasischen GeoMarket, soliden Aktivitäten in den Bereichen Workover, Development und Exploration im GeoMarket Saudi Arabien und Bahrain, robusten Seismik- und Bohraktivitäten im GeoMarket Brunei, Malaysien und Philippinen sowie zunehmenden Bohr- und Stimulationsarbeiten im GeoMarket China, Japan und Korea. In Europa/GUS/Afrika stieg der Umsatz von 3,0 Milliarden US-Dollar um 2 Prozent durch verstärkte seismische Erfassungsleistungen für WesternGeco in Nordsee und Karasee, robuste Festlandsaktivität in Westsibirien und ungebremstes Explorationswachstum in Ostafrika. Diese Steigerungen wurden teilweise durch lokale Verzögerungen und Anläufe von Bohrstellen in Nordafrika beeinträchtigt. In Lateinamerika blieb der Umsatz von 1,9 Milliarden US-Dollar im Verhältnis zum Vorquartal unverändert, denn der Beitrag des Schlumberger Production Management-Projekts in Ecuador wurde durch lokale Verzögerungen, Mobilisierungsaktivitäten und einem Wechsel beim Aktivitätenmix in anderen GeoMarkets aufgehoben. Der Umsatz in Nordamerika von 3,3 Milliarden US-Dollar ging aufgrund der gedämpften saisonalen Erholung in Kanada, der sinkenden Anzahl von Festland-Bohrtürmen in den USA, der anhaltenden Preisschwäche auf dem US-Hydraulic-Fracturing-Markt und der Unterbrechung der Aktivitäten im US-Golf von Mexiko wegen Hurrikan Isaac um 2 Prozent zurück.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern in Höhe von 2,1 Milliarden US-Dollar im dritten Quartal erhöhten sich um 2 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 11 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Die internationalen Betriebseinnahmen vor Steuern von 1,5 Milliarden US-Dollar wuchsen um 7 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 39 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum, während die Betriebseinnahmen vor Steuern in Nordamerika von 610 Millionen US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 12 Prozent und gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 27 Prozent sanken.

Die operative Marge vor Steuern von 20,2 Prozent erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal um 11 Basispunkte (bps) und lag um 4 bps unter der des Vorjahreszeitraums. Die internationale operative Marge von 21,5 Prozent stieg um 73 bps gegenüber dem Vorquartal und um 330 bps gegenüber dem Vorjahreszeitraum dank starker Ergebnisse in den Gebieten Naher und Mittlerer Osten sowie Asien und Europa/GUS/Afrika. In Nordamerika ging die operative Marge vor Steuern von 18,6 Prozent wegen der sinkenden Anzahl von Festland-Bohrtürmen in den USA und sinkender Preise aufgrund überschüssiger Hochdruck-Pumpkapazitäten um 209 bps gegenüber dem Vorquartal und um 669 bps gegenüber dem Vorjahreszeitraum zurück. Zusätzlich dazu wurden die Margen durch die Kosteninflation bei Rohstoffen beeinträchtigt. Im Segment Reservoir Characterization Group erreichte die operative Marge vor Steuern 28,8 Prozent, währen die operativen Margen vor Steuern der Drilling and Production Groups bei 18,1 Prozent bzw. 14,9 Prozent lagen.


Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 2,91 Milliarden US-Dollar war um 133 Millionen US-Dollar bzw. 5 Prozent höher als im Vorquartal und um 422 Millionen US-Dollar bzw. 17 Prozent höher als im Vorjahr. Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 838 Millionen US-Dollar lag 7 Prozent höher als im Vorquartal und wuchs um 38 Prozent gegenüber dem Vorjahr.

Im Vergleich zum Vorquartal stieg der Umsatz gegenüber dem Vorquartal dank einer höheren Auslastung von WesternGeco-Schiffen in Nordsee und Karasee nach den Saisonübergängen und Trockendockaufenthalten im dritten Quartal sowie einer verbesserten UniQ-Produktivität in der Region Naher und Mittlerer Osten. Der Umsatz von Testing Services erhöhte sich stark durch Explorations- und Entwicklungsprojekte in Europa, Afrika und Lateinamerika. Der Umsatz von Wireline war niedriger aufgrund von Projektverzögerungen in Nordafrika, Betriebsunterbrechungen in Norwegen und Kolumbien und eingeschränktem Wachstum im US-Golf von Mexiko, verursacht durch die Unterbrechung der Aktivitäten wegen Hurrikan Isaac. Die Verkaufszahlen von Schlumberger Information Solutions Software lagen ebenfalls unter den starken Ergebnissen des Vorquartals.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern von 28,8 Prozent erhöhten sich um 58 bps gegenüber dem Vorquartal und um 431 bps gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der Margenzuwachs kam vor allem von einer besseren Ausnutzung der WesternGeco-Kapazitäten, verbesserter Preisgestaltung und einem vorteilhaften Mix im Multiclient-Datenabsatz. Die Margen von Testing Services wurden durch den Technologiemix bei Explorations- und Entwicklungsprojekten ausgeweitet. Diese Verbesserungen wurden jedoch durch geringere Margen von Wireline als Ergebnis lokaler Faktoren beeinträchtigt, die die Aktivitäten verzögerten und unterbrachen.

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

Im britischen Bereich in der Nordsee schloss WesternGeco die erste kommerzielle seeseismische IsoMetrix*-Untersuchung an einem Ölfeld ab, durchgeführt von Statoil, mit dem Ziel der bildlichen Darstellung und Kartographierung multipler Lagerstätten. Es wird erwartet, dass die Ergebnisse ein qualitativ hochwertiges Bild von den komplexen Sandkanälen ergeben, um die Lagerstätte besser bewerten zu können. Das Projekt wurde von Western Pride durchgeführt, die Bildbearbeitung erfolgte im GeoSolutions Center in Gatwick, GB.

Offshore Malaysia, WesternGeco konnte verschiedene neue Technologieverträge abschließen, darunter die weltweit erste kommerzielle 3D-Untersuchung mit ObliQ*-Gleitkerben-Breitband-Erfassungs- und Bildgebungstechnik für PETRONAS und ein zweites ObliQ-Programm für JX Nippon im Sabah-Tiefseegebiet. Zusätzlich dazu wählten Hess Exploration und Production Malaysia B.V. DISCover* Deep Interpolated Streamer-Technologie für das North Malay Basin-Projekt ein. Dieses letztere Projekt umfasst neun Offshore-Gasfelder und bringt die Verarbeitung von bis zu 4.500 Quadratkilometer von 3D-Breitband-Seismikdaten über zwei Seismik-Erfassungssaisons mit sich.

Während der Sommersaison 2012 führte WesternGeco zwei Frontier Arctic-Programme durch. Dazu gehörten ein 3.000-km²-Programm für Rosneft in Zusammenarbeit mit DalMorNeftGeofizica JSC im EPNZ-1-Feld in der arktischen Karasee, eine der weitreichendsten 3D-Untersuchungen in der russischen Arktis bis jetzt, und eine Untersuchung für Chevron unter Anwendung der Q-Marine Solid*-Streamer-Technology in der kanadischen Beaufort-See. Beide seismische Programme wurden in entlegenen Gebieten durchgeführt und erforderten ortsspezifische Lösungen, um die Herausforderungen des schwierigen arktischen Umfelds zu meistern.

WesternGeco erhielt den Auftrag zu einer 400-km²-Überwachungsstudie im Total USAN-Offshorefeld, Nigeria. Die Studie ist die erste in einer Reihe von Zeitraffer-Studien im Abstand von sechs Monaten, die Total unternimmt, um ein markiertes 4D-Signal über dem Feld zu beobachten. Die Untersuchung wird vonWesternGeco Amundsen Q-Marine Solid Streamer-Technologie und DSC* Dynamic Spread Control durchgeführt, um die Reproduzierbarkeit für Sender und Empfänger zu maximieren.

Total gab bei WesternGeco auch eine 1.200-km²-3D-Untersuchung im Austral-Fenix-Block Offshore vor Argentinien in Auftrag, durchzuführen vonWG Vespucci und schloss einen 7.000-km²-3D-Erfassungs- und Verarbeitungsvertrag offshore von Uruguay ab, auszuführen vonWG Tasman. Die Datenverarbeitung für das Uruguay-Projekt beginnt an Bord des Erkundungsschiffs.

Im westlichen US-Golf von Mexiko hat WesternGeco mit den Erfassungsarbeiten der Revolution-V-Multiclient-Untersuchung begonnen, wobei die mit mehreren Schiffen durchgeführte Voll-Azimut-Erfassung unter Zuhilfenahme der Dual Coil Shooting* genannten Technik mit der patentierten Gleitkerben-Breitband-Erfassungs- und Bildgebungstechnik zum Einsatz kommt, um die Bildqualität von potenziellen Untersee-Lagerstätten zu verbessern.

In Oman kam der hochauflösende Wireline FMI-HD* Formation Microimager in einer mit wässrigem Schlamm gebohrten Quelle in einer schwierigen mineralogisch komplexen Karbonat-Lagerstätte zu Einsatz. Die hochauflösende Bildtechnik des Instruments in Verbindung mit der Elementar-Spektroskopiesonde ECS* und dem kombinierbaren Magnetresonanzinstrument CMR* ermöglichten die Wahl von optimalen Stationen zur Drucküberwachung und der Entnahme von Flüssigkeitsproben unter Anwendung der Saturn* 3D-Radialsonde und der InSitu Fluid Analyzer*-Technologie zur Echtzeit-Erfassung von Flüssigkeitszusammensetzung, Gas-Öl-Verhältnis, Dichte- und Viskosedaten.

Im Süden von Texas kam die SureLog* Thrubit Wireline Triple-Combo-Technologie für Forest Oil zur Bewertung von Lagerstättenpotenzial und zur Feststellung von mechanischen Felseigenschaften in Förderstätten der Eagle Ford-Formation zum Einsatz. Die Daten wurden zur Optimierung der Rissausbreitung in den Eagle Ford- und Austin Chalk-Formationen verwendet, wodurch neue Bohrlochtechniken mit höherer Ölförderung und der Beseitigung des Risikos von hochsalzigem Wasser entwickelt werden konnten, das die Ölproduktion an früheren Bohrlöchern im gleichen Feld behindert hatte. Das ThruBit*-Messservice-Einsatzsystem ermöglicht die Erfassung von Messdaten und die Durchführung der Bohrlochvorbereitung in einem Arbeitsgang und spart über 24 Stunden Bohrzeit im Vergleich zur Übertragung der Messdaten im Bohrgestänge.

Im Irak kam die Wireline Dielectric Scanner*-Technologie für dielektrische Multifrequenz-Dispersion von Schlumberger zum Einsatz, um eine unkonventionelle Lagerstätte über die direkte Bestimmung der Kohlenwasserstoff-Sättigung in einer Formation mit unbekanntem Salzgehalt im Wasser und die Textur in einer komplexen Karbonatumgebung zu bewerten. Die Technologie half bei der Identifizierung von zusätzlichen Lagerstätten-Säulen, die mit konventionellen Formationsbewertungsmethoden nicht gefunden worden wären.

In Nigeria half die modulare Formationstest-Technologie MDT* in Kombination mit dem InSitu Fluid Analyzer*-System Total E&P Nigeria bei der Bewertung von fünf potenziellen Lagerstätten und der Feststellung ihres Flüssigkeitsgehalts. Die Technologie ermöglichte die Analyse der Zusammensetzung mit der Echtzeit-Angabe des Gas-Öl-Verhältnisses zusätzlich zu Fluoreszenz-Messungen. Diese Messungen in Verbindung mit der niedrigviskosen Flüssigkeit und der hochdurchlässigen Formation ermöglichten die Erfassung von einphasigen Proben. Zusätzlich dazu ermöglichten InSitu Density* Flüssigkeits-Dichtesensoren direkte hochpräzise Messungen von Flüssigkeitsdichten in der Formation.

Diese Messungen in Verbindung mit der niedrigviskosen Flüssigkeit und der hochdurchlässigen Formation ermöglichten die Erfassung von einphasigen Proben. Die fachgerechte Magnetresonanztechnologie MR Scanner* bewertete die Felsqualität präzise und bestätigte die Anwesenheit von gas-, öl- und wasserführenden Sanden. Die gesamte Fels- und Flüssigkeitsbewertung wurde einer 4D-Bearbeitung mit petrophysikalischer Workflow-Integration unterzogen. Der darauffolgende Bohrstellentest förderte qualitativ hochwertige Kohlenwasserstoffe.

In Russland kam die Wireline TuffTRAC*-Traktortechnologie für Arbeiten an eingefassten Bohrlöchern im Korchagin-Feld für LUKOIL zum Einsatz, um Messinstrumente in Bohrlöchern mit horizontal und vertikal weit abgewichenen Sektionen anzubringen. Die TuffTRAC-Technologie ermöglichte die Bewertung von Zement mit dem CBL-Zementbindungs-Messgerät, dem VDL Variable Dichte-Messgerät und USI*-Ultraschallbildgerät, zum ersten Mal in Russland mit der hochintegrierten Wireline-Gammastrahlen-Neutronensonde kombiniert. Der TuffTRAC-Service half dem Kunden bei der Erfassung von qualitativ hochwertigen Messdaten unter Einsparung von über 50 Stunden im Vergleich zur konventionellen Bohrgestänge-Messwertübertragung.

Auf den Philippinen konnte Schlumberger Testing einen Vertrag für High-Rate-Oberflächen-Bohrlochtestausrüstung und unterseeische Landing-String-Services mit Shell für die Malampaya-Entwicklungsphase II abschließen. Diese Entwicklung weist zwei zu bohrende Löcher auf, in Wassertiefen von über 800 Meter, mit einem straffen Zeitplan für die Bereitstellung der elektrohydraulischen Betriebssysteme SenTREE*, dem Untersee-Testbaum und dem SenTURIAN* Untersee-Landing-String.

In Malaysia erhielt Schlumberger einen Vertrag von der Murphy Sabah Oil Company Limited über Serviceleistungen von Bohrlochtests, rohrgeförderter Perforation und Tests mittels SenTREE Untersee-Testbaum. Der Umfang der Arbeiten deckt Dienstleistungen bei der Entwicklung des Kikeh-Felds sowie Explorations- und Auswertungsarbeiten in diesem Gebiet ab.

In den VAE erhielt Schlumberger einen Bestellauftrag über 21 festinstallierte PhaseWatcher* Multiphasen-Ausrüstungssätze zur permanenten Ölförderungsüberwachung als Teil der Phase 1 des Ausbauplans für Umm Sheif und Zakum für die Abu Dhabi Marine Operating Company. Der Einsatz dieser Messgeräte, ausgerüstet mit Vx* Multiphasen-Bohrloch-Testtechnologie ermöglichte die Erhöhung der Förderungs-Ausgleichsfaktoren auf über 90 Prozent. Weitere 27 PhaseWatcher-Messgeräte wurden für die zweite Projektphase sowie neue Feldentwicklungen in Auftrag gegeben.


Drilling Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 4,0 Milliarden US-Dollar war 47 Millionen US-Dollar bzw. ein Prozent höher als im Vorquartal und um 473 Millionen US-Dollar bzw. 13 Prozent höher als im Vorjahr. Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 733 Millionen US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal um ein Prozent niedriger, im Jahresvergleich aber um 21 Prozent höher.

Der Umsatz der Drilling Group stieg aufgrund der robusten internationalen und Offshore-Nachfrage nach Drilling & Measurements Services stark an, vor allem im Nahen und Mittleren Osten und Asien. Drilling Tools & Remedial Services trugen ebenfalls zum Wachstum bei, insbesondere durch die zusätzliche Leistung der kürzlich übernommenen CASING DRILLING™ und Radius Services. Der Umsatz bei Bits & Advanced Technologies Products and Services steigerte sich aufgrund der Erholung der Aktivität in Kanada, während die Aktivitäten von Project Management bei unkonventionellen Gasprojekten im australasischen GeoMarket zunahmen. Der Umsatz M-I SWACO fiel, denn das Wachstum in China and Malaysia wurde durch Verzögerungen in der kaspischen Region und sinkende Aktivitäten in Norwegen und and Dänemark stark beeinträchtigt.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern von 18,1 Prozent sanken um 34 bps gegenüber dem Vorquartal, stiegen jedoch um 121 bps gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Unter den Group Technologies erweiterten sich die Margen im Verhältnis zum Vorquartal für Bits & Advanced Technologies durch höhere Verkaufszahlen bei Bohrspitzen, aber dieser Effekt war nicht ausreichend, um den Rückgang der Margen von M-I SWACO wegen geringerem Umsatz, einem ungünstigen Aktivitätsmix und Projektstartverzögerungen auszugleichen.

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

In Französisch-Guyana erhielt die quellenfreie Formationsbewertung während des Bohrens NeoScope*† gemeinsam mit ihren Partnern einen Auftrag für Formationsbewertungsmessungen für Tullow Oil in einer abgelegenen Erschließungsbohrung im Zaedyus-Feld. Die Erfassung der neuen quellenfreien Neutronen-Gamma-Dichtemessung ermöglicht zusammen mit Porositäts-, Spektroskopie- und Sigma-Formationsdaten die petrophysikalische Echtzeit-Bewertung und -Integration in Porendruck-Vorhersagemodelle während des Bohrens.

In Gabun kamen Drilling & Measurements PowerDrive Xceed* (lenkbares Drehbohrsystem) und das multifunktionale Logging-while-Drilling-System EcoScope*† zusammen mit einer Smith-Bohrspitze für Total zum Einsatz, um eine Reihe von 3D hochabweichenden Festland-Sidetracks mit erweiterter Reichweite zu bohren. Dazu gehören Sidetracks direkt unter der Sohle. Dank der Kombination dieser Technologien mit der Zuverlässigkeit der Tools konnte Total beträchtliche Zeitersparungen erzielen, mit einer Steigerung der Penetrationsrate bis zu 50 Prozent und einer Reduzierung der Durchläufe von 40 Prozent sowie einer operativen Effizienz von 98 Prozent im Vergleich zu anderen verfügbaren Technologien und Bohrspitzen.

Die Technologie für seismische Messungen während des Bohrvorgangs Drilling & Measurements seismicVISION* half Chariot Oil & Gas Offshore Namibia beim Anbringen einer versetzten Erschließungsbohrung in der Lagerstätte ohne zusätzliche Bohrzeit, unter Verwendung von Echtzeit-Checkshot-Daten zur Verfolgung der Bohrspitzenposition im seismischen Bereich und zur Änderung des geplanten Bohrweges zur Penetration an den erforderlichen Zielpunkten der Lagerstätte. Der Workflow wurde durch die Schlumberger-Software Petrel* E&P und das InterACT*-Datenerstellungssystem ermöglicht. Zusätzlich dazu bestätigten vertikale seismische Profilbilder des SeismicVISION-Service mit einer Deckung von über 300 Meter vor der Bohrspitze die Tiefe von Schlüsselstellen der Formation sowie das Vordringen in alle erforderlichen Ebenen der Lagerstätte. Dadurch erübrigte sich die Notwendigkeit einer 9 5/8-Zoll Einfassung, eine erhebliche Einsparung an Bohrkosten.

In Japan kamen fortgeschrittene Drilling & Measurements Logging-while-Drilling-Technologien beim JOGMEC Deep Water Methane Hydrate-Projekt Einsatz. Die Services für quellenfreie Formationsbewertung während des Bohrvorgangs NeoScope, Echtzeit-Lagerstättenmanagement proVISION* und Image-while-Drilling geoVISION* lieferten die gesamte Reihe von Messungen, die zur Formationsbewertung für Gashydraterschließung erforderlich sind, inklusive Hydratporosität, Lagerstättenpermeabilität und Frakturanalyse.

Ebenfalls im Irak wurden die Technologien der Scope*-Reihe von Drilling & Measurements im Betrieb der Rumaila Operating Organization im Rumaila-Feld eingesetzt, um einen 6-Zoll-Abschnitt zu bohren und zu vermessen. Der Abschnitt wurde mittels der Widerstandsmessungs- und Bildgebungstechnologie MicroScope* und der Multipol-Sonarmessung SonicScope* während des Bohrvorgangs trotz Auswaschungen und anderer schwieriger Stellen, die konventionelle Vermessungswerkzeuge am Erreichen der Gesamttiefe gehindert hätten, erfolgreich vermessen.

Ebenfalls im Irak half die Technologie von Smith Bits der Rumaila Operating Organization dabei, die schnellste jemals aufgezeichnete Penetrationsrate bei einer Bohrung im Rumaila-Feld zu erzielen. Die 6-Zoll polykristalline Diamant-Kompaktspitze SDi513UPX mit ONYX*-Schneidtechnologie in Kombination mit einem lenkbaren Drehbohr- und -messsytem PowerDrive* 475 bohrte den 1,158-m-Abschnitt mit einer Rate von 12.7 m/hr.

In Russland kamen die Smith Viking*- Bohrspitzentechnologie und die lenkbaren Drilling & Measurements PowerPak*-Motoren zum Einsatz, um die Bohrleistungen in den steerable 8 5/8-Zoll-Bohrungsabschnitten im Vankor-Feld für Rosneft zu verbessern. Das verbesserte Konstruktionsdesign der Smith Viking-Bohrspitzen führt zu einer besseren Lenkbarkeit in den Abschnitten mit schwierigen 3D-Richtungsprofilen, mit einer reduzierten Anzahl von Durchgängen und erhöhter Penetrationsrate im Vergleich zu den vorherigen Bohrungen in diesem Feld. Die Viking-Bohrspitzentechnologie wurde speziell für den russischen Festlands-Bohrungsmarkt entwickelt.

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. Die Bohrspitze kam mit PowerDrive Archer*-Technologie mit hoher Absenkgeschwindigkeit zum Einsatz, um den höchsten Tagesvorschub zu erzielen, der jemals in den Kurvenabschnitten der Bohrlöcher in diesem Feld erreicht wurde.

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.

Im norwegischen Abschnitt der Nordsee kam die Schlammtechnologie auf Ölbasis M-I SWACO EMS-4400 für Statoil an der Crux-Erschließungsbohrung zum Einsatz. Im Vergleich zu alternativen Systemen zeichnet sich die neue Bohrflüssigkeit durch ein verbessertes Viskositätsprofil, Schwerspat-Absackungsstabilität, geringen Flüssigkeitsverlust bei hohen Drücken und hohen Temperaturen sowie eine geringe Kreislauf-Äquivalenzdichte aus. An dieser Bohrung wurde das EMS-4400-System für minimale Auswirkungen auf geochemische Messungen parametriert und zeigte hervorragende Leistungen und Wartungsfreundlichkeit.


Production Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 3,7 Milliarden US-Dollar sank zwar um 62 Millionen US-Dollar bzw. 2 Prozent gegenüber dem Vorquartal, aber stieg um 202 Millionen US-Dollar bzw. 6 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Das Betriebsergebnis vor Steuern war mit 548 Millionen US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal 11 Prozent tiefer und sank im Jahresvergleich um 24 Prozent.

Im Vergleich zum Vorquartal sank der Umsatz vor allem wegen des Überangebots an Wasserkraft, das weiterhin einen negativen Preisdruck auf Well Services in Festland-Nordamerika ausübte; zudem wurde die verhaltene Erholung der Aktivität in Kanada durch den Rückgang in Festland-USA zurückgeworfen. Dieser Rückgang wurde teilweise durch Umsatzsteigerungen bei Well Services im Nahen und Mittleren Osten und Asien und Europa/GUS/Afrika, die Aktivität von Well Intervention Services in der Nordsee und in Russland und höhere Completions-Produkt-Verkaufszahlen in diesen Gebieten wettgemacht, einschließlich des Untersee-Start-Up-Projekts in Russland.

Das Betriebsergebnis vor Steuern sank um 148 bps im Vergleich zum Vorquartal bzw. 14,9 Prozent und sank im Jahresvergleich um 572 bps. Der Rückgang im Vergleich zum Vorquartal lag hauptsächlich an der sinkenden Anzahl von Landbohrtürmen in den USA und niedrigen Preisen aufgrund überschüssiger Pumpkapazitäten. Zusätzlich dazu wurden die Margen durch die Kosteninflation bei Rohstoffen beeinträchtigt. Diesem Trend wirkten die durch verbesserte Materialausnutzung gestiegenen Margen bei Completions entgegen, sowie der bessere Aktivitätsmix bei Well Intervention Services.

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

In China kam die Hydraulic-Fracturing-Technologie HiWAY* mit Durchflusskanal von Well Services für PetroChina Changqing bei drei vertikalen Bohrungen im Zhuang 211-Block zum Einsatz. Nach der Bearbeitung verbesserten sich die Förderzahlen erheblich im Vergleich zu Offset-Bohrungen, die nach Lagerstätten-Parametern normalisiert wurden. Zusätzliche Bohrungen werden für die weitere Anwendung der HiWAY-Technik untersucht.

In Ägypten kam die Hydraulic-Fracturing-Technologie HiWAY* mit Durchflusskanal von Well Services für die Qarun Petroleum Company unter Niedrigtemperaturbedingungen für Injektions- und Refrakturbohrungen zum Einsatz. An einer Injektionsbohrung erzielte die HiWAY-Behandlung eine höhere Wasserinjektionsrate als Offset-Bohrungen, ohne operative Belastungen. Zusätzlich dazu führte die HiWAY-Behandlung bei einer marginalen Förderbohrung zu einer fünffachen Erhöhung der gesamten Flüssigkeitsförderung bei reduziertem Wasseranteil, wodurch die Bohrung wirtschaftlich wurde.

In Mexiko kam die Hydraulic-Fracturing-Technologie HiWAY* mit Durchflusskanal von Well Services erfolgreich für die Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V. im Nejo-Feld zur Anwendung. Die kumulative Post-Stimulationsförderung innerhalb eines Fünf-Monats-Zeitraums war 20 Prozent höher als die Durchschnittswerte für die Region. Auf der Grundlage dieser Ergebnisse plant die Iberoamericana de Hidrocarburos die weitere Nutzung der HiWAY-Technologie für kommende Bohrungen und zieht die Erweiterung des Umfangs der Bohrlochbehandlungen insgesamt in Betracht.

In Argentinien hat Schlumberger eine weitreichende Felduntersuchung abgeschlossen, unter Verwendung von Daten von Erschließungsbohrungen, die zu verbesserten Abschlussstrategien bei der Entwicklung von unkonventionellen Gasfeldern in der Vaca Muerta-Formation führten. Die fortgeschrittenen Verfahren nutzten seismische und mineralogische 3D-Modelle, mechanische 1D-Erdmodelle, Bohr-, Abschluss-, Mikroseismik- und Förderdaten in Verbindung mit der lagerstättenzentrierten Stimulationsdesignsoftware Mangrove* zum Einbringen von Fractures in höherwertiges Felsgestein zur Steigerung der Förderung.

In Algerien wurde die mehrstufige Frakturierungs- und Abschlusstechnologie StageFRAC* von Well Services ‡ erfolgreich zur Fracture-Stimulierung eines 950-Meter-Horizontalabschnitts in einer Bohrung für Storm Ventures International eingesetzt. Der neunstufige Vorgang war die größte Multistage-Operation, die bisher auf dem afrikanischen Kontinent durchgeführt wurde. Zusätzliche Bohrlöcher werden jetzt hinsichtlich der Anwendung dieser Technik untersucht.

Um bei der Befriedigung der Erdgasnachfrage in Saudi-Arabien zu helfen, arbeiten Saudi Aramco und Schlumberger beim Einsatz von neuen Technologien zusammen, um die Stimulationsleistung bei schwierigen Lagerstätten zu verbessern. Die druck- und hochtemperaturbeständige ThermaFRAC*-Fracturingflüssigkeit von Well Services wurde jetzt erfolgreich eingeführt, um die Gasförderung in einer tiefen gasführenden Hochtemperatur- und Hochdruck-Sandsteinlagerstätte im Königreich Saudi-Arabien zu steigern. Die während der Behandlung zum Einsatz kommende kontinuierliche Fracturing-Flüssigkeits-Mischtechnik verbessert die allgemeine operative Flexibilität und Effizienz.

In Indien hat Schlumberger erfolgreich drei hydraulische Hochdruck- Hochtemperatur-Stimulationsbehandlungen unter Einsatz der hochdruck- und hochtemperaturbeständigen ThermaFRAC*-Fracturingflüssigkeit von Well Services für die Gujarat State Petroleum Corporation Ltd im Krishna-Godavari-Bassin durchgeführt. Die Behandlungen wurden in einer technisch schwierigen Umgebung durchgeführt, in der die Bohrlochtemperaturen 213 °C und die Oberflächendrücke 13.500 psi erreichen. Die vereinfachte Formulierung der ThermaFRAC-Technologie führte zu einem reduzierten Logistikbedarf und einem Arbeitsvorbereitungszyklus von unter eineinhalb Monaten.

In Kuwait wurde der thermisch stabile Zement für Steamflood-Anwendungen ThermaSTONE* von Well Services bei einer Kampagne zur Erschließung einer thermischen Multibohrungs-Lagerstätte eingeführt. Im Vergleich zu herkömmlichen, in der Vergangenheit angewendeten thermischen Zementiertechnologien konnte die ThermaSTONE-Technologie bei einer Temperatur von 205 °C eingesetzt werden und bewies ihre Widerstandsfähigkeit gegen die dynamischen Temperatur- und Druckschwankungen, die bei Dampfinjektionen entstehen.

In Libyen kamen die Technologien von Schlumberger Well Intervention Services zum Einsatz, um selektive Bereichsisolationen an Ölförderbohrungen im AL JURF-Feld für Mabrouk Oil Operations vorzunehmen. In einer Aktion ohne Plattform wurde die Packer-Technologie CoilFLATE* von Schlumberger benutzt, um eine Zone vorübergehend durch Injektion eines Gels in die Formation zu isolieren, während die Live-Coiled-Tubing-Technologie ACTive* präzise Tiefenkorrelation und Qualitätssicherung des Packer-Setzungsprozesses gewährleistete. Die Ergebnisse waren von Erfolg gekrönt und ermöglichen die Optimierung von Verfahren und Qualität bei zukünftigen Behandlungen.

In Brasilien wurden ACTive* Matrix für Live-Performance-Aufzeichnungen im Bohrloch, die Coiled Tubing-Through Tubing-Technologie CoilFLATE HPHT mit aufblasbaren Packern und die Hochdruckspültechnologie Jet Blaster* zur Kalkentfernung von Well Intervention Services eingesetzt, um eine Matrix-Stimulationsbehandlung an Bohrungen im Marlim- und Baleias-Feld für Petrobras zu bewerten. Die Ergebnisse der Druck- und Temperaturüberwachung mit ACTive sowie der Förderaufzeichnungen nach der Behandlung bewiesen, dass diese Technologiekombination Matrix-Stimulationsbehandlungen in multiplen Zonen mit stark unterschiedlichen Permeabilitätsprofilen optimieren kann. Die Entwicklung dieser Technik in Brasilien wurde durch die gemeinsamen Bemühungen der Ingenieursabteilungen von Schlumberger Technologies und Petrobras ermöglicht.

In Malaysia installierte Schlumberger Completions das erste Tool Operating and Data Acquisition (TODA)-System zur Übermittlung permanenter Bohrlochdaten von Bohrungen in einem Offshore-Sabah-Feld für PETRONAS. Die Übertragung von Bohrlochdaten von der Bohrinsel in die Büros von Schlumberger in Kuala Lumpur über Satellit ermöglichte den Fachleuten bei Schlumberger PetroTechnical Services die Erarbeitung des Lagerstätten-Managementplans für den Kunden, mit Unterstützung der Echtzeit-Förderungsanalyse- und Optimierungssoftware Advanta* zur Qualitätskontrolle und zum Workflow-Benchmarking. Diese Förderlösung verringerte die Anzahl der Flüge und Einsätze des Personals auf die Bohrinsel, insbesondere in der Monsunsaison, wodurch erhebliche Kosteneinsparungen für den Kunden erzielt wurden.

BP hat Schlumberger mit den Abschlussarbeiten an den Bohrlöchern 48-55 des Greater Plutonio-Ölfelds in Angola, Block 18, beauftragt. Der Auftrag erstreckt sich über den oberen und unteren Abschluss, einschließlich Sandverschlüsse und Kiespackungen. Schlumberger hat bis jetzt 40 Abschlüsse beim Greater Plutonio-Projekt installiert.

In Mexiko schloss Schlumberger Artificial Lift einen Fünfjahresvertrag mit PEMEX über elektrische Tauchpumpen ab. Der Vertragsumfang schließt Pumpeninstallationen an 112 Offshore-Schwerölbohrungen ein, von denen einige mit Doppelabschlüssen bestückt werden. Der Vertrag enthält die Lieferung von weiteren Schlumberger-Abschlussprodukten und Dienstleistungen sowie Informationsübertragungslösungen.

In Angola hat Framo kürzlich einen 200-Millionen-Vertrag mit Total E&P Angola über das komplette Multiphase-Untersee-Pumpsystem für das GirRI Girassol Resource Initiatives-Projekt abgeschlossen. Das von Framo, dem Branchenführer im Bereich Multiphasen-Unterseepumpen und -messen, verwendete Pumpsystem basiert auf der neuesten Entwicklung der Schnecken-Axial-Technologie, die in der Lage ist, hohe Differenzdrücke zur verbesserten Ölgewinnung zu liefern.


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 über 115.000 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 36,96 Milliarden US-Dollar aus. 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.

‡ StageFRAC Services incorporate Packers Plus® technology.


Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 19. Oktober 2012 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Mitteilung und der Geschäftsprognose. Die Konferenz beginnt um 8:00 a.m. 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 +1-800-230-1059 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-612-234-9959 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 19. November 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 255344 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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Malcolm Theobald, +1-713-375-3535
Vice President Anlegerpflege
oder Joy V. Domingo, +1-713-375-3535
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