Schlumberger Ltd. gibt Ergebnisse des ersten Quartals 2013 bekannt

Geografische Regionen (Angaben in Millionen)

Dreimonatszeitraum bis
31. März 2013 31. Dezember 2012 31. März 2012
Ergebnis Ergebnis Ergebnis
vor vor vor
Umsatz Steuern Umsatz Steuern Umsatz Steuern
Oilfield Services
Nordamerika(1) $ 3.290 $ 627 $ 3.422 $ 656 $ 3.433 $ 777
Lateinamerika 1.904 371 2.071 377 1.766 323
Europa/GUS/Afrika 2.851 508 2.958 579 2.577 428
Naher und Mittlerer Osten und Asien 2.505 609 2.577 601 2.064 476
Konsolidierungen und Sonstiges(1) 118 (89 ) 146 (49 ) 78 (61 )
10.668 2.026 11.174 2.164 9.918 1.943
Konzern und Sonstiges - (168 ) - (180 ) - (171 )
Zinserträge(2) - 6 - 6 - 10
Zinsaufwendungen(2) - (93 ) - (90 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften - (92 ) - (93 ) - (15 )
$ 10.668 $ 1.679 $ 11.174 $ 1.807 $ 9.918 $ 1.687

Bestimmte Beträge früherer Berichtszeiträume wurden neu eingeordnet, damit sie mit der Darstellung des gegenwärtigen Geschäftsjahres übereinstimmen.

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


Oilfield Services

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 10,67 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 5 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 8 Prozent, wobei der Umsatz im internationalen Bereich mit 7,26 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorjahr um 853 Millionen US-Dollar bzw. 13 Prozent zulegte, während der Umsatz aus Nordamerika mit 3,29 Milliarden US-Dollar im Vergleich zum Vorjahr um 144 Millionen US-Dollar bzw. 4 Prozent zurückging. Die starken Umsätze bei Produkten, Software und Multiclient-Daten zum Jahresende, die im vierten Quartal 2012 ausgewiesen wurden, machten mehr als die Hälfte des sequenziellen Umsatzrückgangs aus. Der Rest war auf jahreszeitlich bedingte Aktivitätsrückgänge in der Nordsee, in Russland und China, wetterbedingte Arbeitsverzögerungen in den GeoMarkets Brunei, Malaysia und Philippinen sowie Australasien und niedrigere Preise infolge von Überkapazitäten auf dem US-amerikanischen Festland zurückzuführen. Diese sequenziellen Auswirkungen wurden jedoch durch starke Explorations- und Bohraktivitäten in Angola und starke winterliche Projektarbeiten in Westkanada und Alaska teilweise ausgeglichen.

Angesichts der erheblichen Auswirkungen der Faktoren Jahresende und Jahreszeiten auf die sequenziellen Ergebnisse wird der Schwerpunkt in den folgenden Abschnitten auf den Jahresvergleich gelegt, sofern nichts anderes vermerkt ist.

Im internationalen Bereich stieg der Umsatz um 13 Prozent, womit die allgemeinen Bohraktivitäten überholt wurden, die im Jahresvergleich um 7 Prozent zulegten. Diese Steigerung war vor allem der Gegend Naher und Mittlerer Osten und Asien zu verdanken, die mit einem Umsatz von 2,5 Milliarden US-Dollar um 21 Prozent zulegte, hauptsächlich aufgrund solider Ergebnisse in sämtlichen Technologiebereichen in Saudi-Arabien, starker IPM-Ergebnisse (integriertes Projektmanagement) im Irak sowie anhaltender Bohraktivitäten am Festland und im Offshore-Bereich in den GeoMarkets Australasien und China. Europa/GUS/Afrika verzeichnete mit einem Umsatz von 2,9 Milliarden US-Dollar eine Steigerung um 11 Prozent, die vor allem auf das südlich der Sahara gelegene Afrika mit starken Erschließungsaktivitäten und Explorationsbohrungen zurückzuführen ist. Die Region Russland und Zentralasien verzeichnete starke Aktivitäten im Offshore-Bereich bei Sachalin sowie auf dem Festland in Westsibirien und Kasachstan, während der GeoMarket Nordsee ein stabiles Wachstum verzeichnete, wobei sich die Aktivitäten von Explorations- zu Erschließungs- und Förderprojekten verlagerten. Lateinamerika verzeichnete mit 1,9 Milliarden US-Dollar ein Umsatzwachstum von 8 Prozent, hauptsächlich dank guter Fortschritte von Schlumberger Production Management (SPM) beim Shushufindi-Projekt in Ecuador. Starke Erträge wurden auch aus den GeoMarkets Mexiko und Mittelamerika sowie Argentinien, Bolivien und Chile berichtet, während die Erträge aus Brasilien unverändert blieben. Nordamerika verzeichnete mit 3,3 Milliarden US-Dollar einen Umsatzrückgang um 4 Prozent –hauptsächlich aufgrund der Aktivitäten auf dem Festland, die im Jahresvergleich 11 Prozent niedriger ausfielen, während der Offshore-Bereich um 26 Prozent zulegte. Die Steigerung des Offshore-Umsatzes erfolgte aufgrund vermehrter Bohraktivitäten, da die Anzahl der Tiefseebohranlagen im US-amerikanischen Golf von Mexiko im Jahresvergleich um mehr als 30 Prozent höher war. Der Umsatzrückgang auf dem Festland war hauptsächlich auf Preisschwächen bei Dienstleistungen mit Druckpumpen und sonstigen Technologien zurückzuführen, da die gesamten Bohraktivitäten im Jahresvergleich um 15 Prozent zurückgingen.

Nach Segment stieg der Umsatz der Reservoir Characterization Group (Reservoircharakterisierungsgruppe) mit 2,8 Milliarden US-Dollar um 221 Millionen US-Dollar bzw. 9 Prozent, angeführt durch zweistellige Wachstumszahlen bei Testing Services und Schlumberger Information Solutions (SIS) aufgrund verbesserter Offshore-Explorationsaktivitäten und höherer Softwareumsätze in sämtlichen internationalen Bereichen. WesternGeco verzeichnete Wachstum aufgrund höherer Schiffsauslastung zu besseren Preisen sowie verbesserter Produktivität mit UniQ* und herkömmlichen seismischen Landtechnologien im Nahen und Mittleren Osten und in Australien. Die Bohrgruppe (Drilling Group) steigerte ihren Umsatz mit 4,1 Milliarden US-Dollar um 347 Millionen US-Dollar bzw. 9 Prozent, angeführt durch die solide Nachfrage nach Dienstleistungen von Drilling & Measurements aufgrund verstärkter Offshore-Bohraktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko, in Afrika südlich der Sahara, Sachalin, Asien und Australien sowie aufgrund vermehrter Bohraktivitäten an wichtigen internationalen Festlandmärkten in Saudi-Arabien, China und Australien. Die Aktivitäten von Drilling Tools & Remedial dehnten sich in allen Bereichen aus, und der Umsatz von IPM verzeichnete mit dem Anlaufen von Projekten im Irak und in Australien einen steilen Anstieg. Die Produktionsgruppe (Production Group) verzeichnete eine Umsatzsteigerung um 243 Millionen US-Dollar bzw. 7 Prozent auf 3,8 Milliarden US-Dollar, mit zweistelligem Wachstum bei den Fördertechnologien Artificial Lift, Well Intervention, Completions und Well Services im internationalen Bereich. Framo und Subsea Services Technologies berichteten Wachstum von mehr als 50 Prozent, während sich der Umsatz von SPM mehr als verdoppelte, da Projekte in Lateinamerika früher als geplant hereinkamen. Die Umsatzsteigerung der Produktionsgruppe wurde jedoch durch einen Umsatzrückgang bei Druckpumpen auf dem nordamerikanischen Festland zum Teil aufgehoben.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das erste Quartal sanken mit 2,0 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 6 Prozent, stiegen jedoch im Jahresvergleich um 4 Prozent. International stiegen die Betriebseinnahmen vor Steuern mit 1,5 Milliarden US-Dollar im Jahresvergleich um 262 Millionen US-Dollar bzw. 21 Prozent, während die Betriebseinnahmen vor Steuern in Nordamerika mit 627 Millionen US-Dollar im Jahresvergleich um 150 Millionen US-Dollar bzw. 19 Prozent zurückgingen.

Trotz des Umsatzrückgangs aufgrund der Auswirkungen von Jahresende und Jahreszeiten sank die operative Marge vor Steuern mit 19,0 Prozent lediglich um 37 Basispunkte (bps) gegenüber dem Vorquartal, wobei die internationale Marge mit 20,5 Prozent stabil blieb und sich die Marge in Nordamerika bei 19,1 Prozent einpendelte.

Im Jahresvergleich sank die operative Marge vor Steuern mit 19,0 Prozent um 59 bps, wobei die operative Marge vor Steuern im internationalen Bereich um 135 bps auf 20,5 Prozent anstieg, während die operative Marge in Nordamerika um 356 bps auf 19,1 Prozent zurückging. Der Nahe und Mittlere Osten und Asien verzeichneten im Jahresvergleich eine Verbesserung der Marge um 125 bps auf 24,3 Prozent, in Europa/GUS/Afrika stieg sie um 120 bps auf 17,8 Prozent, und Lateinamerika verbesserte sich um 123 bps auf 19,5 Prozent. Der Rückgang der Marge in Nordamerika ist größtenteils auf den Preisdruck bei Fördertechnologien von Well Services auf dem Festland zurückzuführen, während die Ausdehnung der Marge im internationalen Bereich auf die starken Beiträge der Technologien von Testing Services und Drilling & Measurements zur verbesserten Rentabilität der vermehrten Explorations- und Bohraktivitäten in Offshore-Gegenden zurückgeführt werden kann. Die verbesserte Rentabilität von projektbezogenen Aktivitäten von IPM und SPM in den Gegenden Lateinamerika sowie Naher und Mittlerer Osten und Asien trug ebenfalls zu der besseren internationalen Marge bei.

Im Jahresvergleich nach Segment verbesserte sich die operative Marge vor Steuern bei der Reservoir Characterization Group um 94 bps auf 27,0 Prozent aufgrund der verbesserten Rentabilität bei Testing Services, während die operative Marge vor Steuern bei der Bohrgruppe aufgrund der von Drilling & Measurements ausgewiesenen besseren Margen um 57 bps auf 17,9 Prozent stieg. Die Produktionsgruppe verzeichnete einen Rückgang der operativen Marge um 237 bps auf 15,1 Prozent, was hauptsächlich auf niedrigere Preise für Fördertechnologien von Well Services auf dem US-amerikanischen Festland zurückzuführen ist, obwohl die Auswirkungen davon durch verbesserte Rentabilität bei SPM-Projekten in Lateinamerika teilweise aufgehoben wurden.

Eine Reihe von Höhepunkten bei der Integration von Technologien trug zu den Ergebnissen im ersten Quartal bei.

Saudi Aramco und Schlumberger haben bei einem gemeinsamen Projekt eng zusammengearbeitet, um eine spezifische Technologie zur Charakterisierung der Porosität beim größten Erdölfeld der Welt zu entwickeln und einzusetzen. Bei dieser Technik, die aufgrund des verwendeten Dekodierungsansatzes CIPHER genannt wird, werden durch nukleare magnetische Resonanz gewonnene Daten zur Strukturempfindlichkeit mit Bildaufzeichnungen anderer spektraler Porositätsmessungen integriert, um eine vollständige Auswertung der Porosität von Karbonatreservoirs zu erhalten. Die komplexen Porositätssysteme von Karbonatgesteinen erfordern Einzelheiten zur Porositätsgeometrie der Karbonate als grundlegende Informationen für eine verbesserte Permeabilitätsbestimmung und eine Prognose zur Möglichkeit einer Erdölgewinnung. Die Kenntnis von Einzelheiten zur Porosität dieser Karbonate ist entscheidend für eine Auswertung der Karbonatformationen. CIPHER ermöglicht eine sprunghafte Verbesserung der Fähigkeit von Saudi Aramco bei Prognosen und betrieblichen Maßnahmen zur maximalen Erdölgewinnung.

In Ostkanada setzte Wireline die neuesten Dienstleistungen für Gesteins- und Flüssigkeitsproben zur Verbesserung von Messqualität sowie Betriebseffizienz bei einer Offshore-Bohrung ein. Mit der Technologie XL-Rock* für großvolumige drehgesteuerte Wandkernbohrungen mit einer neu gestalteten Bohrspitze, die von der Oberfläche aus gesteuert wird, konnten rund 80 Prozent der Wandkerne geborgen werden, von denen sich einige in unverfestigten Zonen mit einer Druckfestigkeit von weniger als 500 psi befanden. Außerdem wurden mithilfe des mit der Technologie Quicksilver Probe* zur konzentrierten Extraktion und mit InSitu Fluid Analyzer* ausgerüsteten MDT*-Systems für modulare Tests der Formationsdynamik Flüssigkeitsproben mit geringer Verunreinigung geborgen. Diese Technologiekombination ermöglichte das Sammeln repräsentativer Gesteins- und Flüssigkeitsproben mit einer bisher unerreichten Präzision und betrieblicher Effizienz.

In Westtexas ermöglichte die Integration von Schlumberger-Technologien die Optimierung einer horizontalen Bohrung von Endeavor in der Wolfcamp-Schieferformation im Permian-Becken. Eine Kombination der Technologien ECS* (Elementar-Spektroskopiesonde) und Sonic Scanner* (akustisches Scannen) wurde zur Charakterisierung eines tieferen Abschnitts des Wolfcamp-Schiefers als zuvor beabsichtigt eingesetzt. Während der Bohrarbeiten wurde das PeriScope*-Instrument von Schlumberger zur Kartierung von Schichtgrenzen eingesetzt, um das horizontale Bohrloch innerhalb der Grenzen des tiefer liegenden Zielbereichs zu halten. Anschließend wurde das horizontale Bohrloch für hohen Durchfluss fertiggestellt, wobei gleichzeitig eine 19-stufige Stimulationsbehandlung mit der Technologie HiWAY* von Well Services für hydraulisches Aufbrechen mit Durchflussstreifen vorgenommen wurde. Diese integrierte Lösung von Schlumberger ermöglichte dem Betreiber eine Steigerung der 60-tägigen Erdölförderung in dieser Bohrung um 34 Prozent im Vergleich zum nächstgelegenen Winkelbohrloch im gleichen Feld.

In Saudi-Arabien installierte Schlumberger Completions in einem Offshore-Feld für Saudi Aramco das weltweit erste multizonale modulare Managementsystem IntelliZone Compact* mit trilateralem 3,5-Zoll-Durchmesser. Die Technologie IntelliZone Compact ist ein hochmodernes System für integrierte intelligente Bohrabschlüsse, das aus einem ferngesteuerten Durchflussregelventil, einem dualen Echtzeitüberwachungssystem mit Positionsfühler für das Sicherheitsventil und einem Durchführungspacker in einer einzigen Vorrichtung besteht. Das System ist so gestaltet, dass die Förderung optimiert und gleichzeitig der Wirkungsgrad der Anlage und der Bedarf an zukünftigen Eingriffen minimiert wird.

In Japan wurde die weltweit erste Offshore-Erdgasförderung aus Methanhydratschichten von der Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC) bestätigt. Eine Kombination aus Schlumberger-Technologien für Formationsauswertung, Bohrung, Bohrlochabschluss und Überwachung wurde von JOGMEC bei der Bohrung von zwei Überwachungs- und einer Fördersonde sowie beim Durchflusstest der Fördersonde durch Dissoziation von Methanhydrat eingesetzt. Die Schlumberger-Technologien umfassten die Reservoir- und Förderüberwachung in Echtzeit mit WellWatcher* zusammen mit faseroptischer verteilter Temperaturmessung und hochauflösenden digitalen Sensoren. Zusätzlich wurde die akustische Scanplattform Sonic Scanner von Wireline vor und nach dem Fördertest mit Technologien zur BARS-Modellierung (Borehole Acoustic Reflection Survey bzw. Survey der akustischen Reflexionen im Bohrloch) und ABC*-Analyse (hinter der Verrohrung) eingesetzt. Diese Schlumberger-Technologien trugen entscheidend dazu bei, dass JOGMEC die Methode und Rentabilität der Erdgasförderung aus Methanhydrat in diesem bahnbrechenden Projekt bestimmen konnte.


Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 2,80 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 11 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 9 Prozent. Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 758 Millionen US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal um 18 Prozent niedriger, im Jahresvergleich aber um 13 Prozent höher. Der Rückgang gegenüber dem Vorquartal ist hauptsächlich auf geringere Multiclient-Umsätze bei WesternGeco und Software-Umsätze bei SIS im Anschluss an die Spitzenwerte zum Jahresende zurückzuführen, wobei diese Effekte durch gesteigerte Schiffsauslastungen bei WesternGeco teilweise aufgehoben wurden.

Im Jahresvergleich stieg der Umsatz um 221 Millionen US-Dollar, angeführt durch das zweistellige Wachstum bei den Aktivitäten von Testing Services und den Software-Umsätzen bei SIS, das dank verbesserter Offshore-Explorationsaktivitäten und Umsatzsteigerungen in sämtlichen internationalen Bereichen erreicht wurde. WesternGeco verzeichnete Wachstum aufgrund höherer Schiffsauslastungen zu besseren Preisen sowie verbesserter Produktivität mit UniQ und herkömmlichen seismischen Landtechnologien im Nahen und Mittleren Osten und in Australien.

Die operative Marge vor Steuern sank mit 27,0 Prozent sequenziell um 215 bps, stieg aber im Jahresvergleich um 94 bps. Der sequenzielle Rückgang der Marge lässt sich auf die jahreszeitlich bedingt schwächeren Umsätze mit Multiclient-Daten von WesternGeco und SIS-Software zurückführen.

Im Jahresvergleich verbesserte sich die operative Marge vor Steuern aufgrund besserer Rentabilität bei Testing Services, wo man von Offshore-Explorationsaktivitäten mit hoher Gewinnspanne profitieren konnte.

Eine Reihe von technologischen Höhepunkten bei der Reservoir Characterization Group trug zu den Ergebnissen im ersten Quartal bei.

WesternGeco hat als Vorbereitung auf das 2014 anstehende Bieterverfahren unlängst die Erfassung der ersten hochauflösenden Multiclient-Breitbandvermessung in Neuseeland abgeschlossen. Bei dem im Offshore-Bereich vor Taranaki durchgeführten Survey kamen verschiedene Technologien von WesternGeco zum Einsatz, darunter die Streamer-Technologie Q-Marine Solid*, die mit Gleitkerbe ausgestattete Breitbandtechnik ObliQ* für Datenerfassung und Bildgebung, die kalibrierten seismischen Breitbandquellen Delta* für den Marinebereich sowie die Erfassungsmethode Continuous Line Acquisition* für volle Abdeckung in seichten Gewässern. Aus Rücksicht auf die Umwelt in dieser Gegend arbeitete WesternGeco eng mit lokalen Umweltorganisationen und Aufsichtsbehörden zusammen, um sicherzustellen, dass die Vermessung auf sichere und verantwortungsbewusste Weise durchgeführt wurde, wofür die Abteilung vom neuseeländischen Naturschutzministerium gelobt wurde.

WesternGeco erhielt einen Auftrag von Thombo Petroleum Ltd. zur Durchführung und Verarbeitung einer 3D-Vermessung mithilfe der isometrischen seismischen Meerestechnologie IsoMetrix* im Offshore-Block 2B in Südafrika. Die Survey deckt einen Bereich von 686 km2 über den A-J1-Graben vollständig ab, in dem sich laut Thombo Petroleum ein Erdölfund sowie weitere aussichtsreiche Stellen an den Rändern befinden. Thombo hält den Einsatz der IsoMetrix-Technologie für einen wichtigen Schritt zur Auswertung der dortigen Reserven und Ressourcen.

Im Offshore-Bereich in Angola schloss WesternGeco eine 4D-Überwachungsmessung über 600 km2 mithilfe der Technologie Q-Marine* ab, die über die von Total Exploration and Production Angola betriebenen Felder Girassol, Jasmin, Dalia und Rosa führte. Dieser sehr dicht erschlossene Bereich umfasst zwei FPSOs, zwei Ladestationen für Tanker und eine Bohrinsel, was den Einsatz einer Technik mit Unterschwingen mit einem zusätzlichen Schiff zum Aufzeigen des Reservoirs unter den an der Wasseroberfläche befindlichen Einrichtungen erforderte.

BP hat WesternGeco einen der größten Aufträge zur Datenverarbeitung und Abbildung einer Fläche von ca. 900 km2 aufgrund von Meeresbodenkabel-Daten im South-Columbus-Becken von Trinidad und Tobago vergeben. Die Surveys wurden über zwei Winter mithilfe der Technologie Q-Seabed* und der SimSource*-Methode zur simultanen Erfassung von seismischen Quellen angelegt. Der Auftrag ist Teil einer mehrjährigen Zusammenarbeit zwischen den beiden Unternehmen an mehreren Projekten, in deren Rahmen das gemeinsame Team von BP und WesternGeco den weltweit anerkannten BP-Helios-Preis gewonnen hat.