Schlumberger Ltd. gibt Ergebnisse des dritten Quartals 2013 bekannt

Im Süden von Texas wurden Technologien von Schlumberger vom Eagle Ford Completions Optimization Consortium, bestehend aus BHP Billiton, Lewis Energy, Marathon Oil und Swift Energy, eingesetzt, und zwar in mehreren horizontalen Bohrungen in der unkonventionellen Eagle-Ford-Formation. Openhole-Daten wurden mithilfe der dreifachen Vermessungs-Suite SureLog* Thrubit und der akustischen Scanplattform Sonic Scanner* von Wireline eingeholt und mit TuffTRAC*-Technologie übermittelt. Die Daten wurden genutzt, um optimierte Abschlusskonzepte mittels der Stimulations-Designsoftware Mangrove* von Well Services zu erstellen. Die Förderung jedes Bohrlochs wurde anhand der Daten bewertet, die mit dem Aufzeichnungssystem Flow Scanner* von Wireline gewonnen und vom Bohrlochtraktorsystem MaxTRAC* übermittelt wurden. Die Analyse wurde mithilfe der E&P-Software Petrel* von Schlumberger Information Solutions (SIS) sowie der Softwareplattform Techlog* durchgeführt, um die Qualität des Reservoirs und die Ausgestaltung des Abschlusses zu beurteilen. Damit ermöglichten die Technologien und Verfahren von Schlumberger einen optimierten Abschluss, der mehr Perforations-Cluster und dadurch eine um 28 Prozent gesteigerte Förderung mit sich brachte. Die Leistung sämtlicher Bohrlöcher des Konsortiums erreichte deshalb gemessen am Wettbewerb das erste Quartil.

Statoil teilte Schlumberger drei mehrjährige Verträge für die Bereitstellung von Bohr- und Abschlussflüssigkeiten, für das Offshore-Abfallmanagement und für Zementierungsarbeiten auf dem norwegischen Festlandsockel zu. Die Dreijahresverträge mit der Option von dreimal zwei zusätzlichen Jahren umfassen Bohr- und Abschlussflüssigkeiten für mehrere Bohrinseln und Zementierungsarbeiten auf bis zu neun Plattformen und sechs Tiefseebohrinseln. Die Zuteilung basierte auf kommerziellen Bedingungen, QHSE-Faktoren (Qualität, Arbeitssicherheit und Umwelt) und der Erfolgsbilanz von Schlumberger in Bezug auf Produkt- und Servicequalität, zuverlässige Umsetzung und Technologieeinsatz.


Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 3,23 Mrd. USD war 7 Prozent höher als im Vorquartal und 14 Prozent höher als im Vorjahr. Der Betriebsgewinn vor Steuern lag mit 983 Mio. USD um 8 Prozent höher als im Vorquartal und um 23 Prozent höher als im Vorjahr.

Die Umsatzsteigerung gegenüber dem Vorquartal war primär durch die höhere Nutzung der Technologien von Wireline und Testing Services im Zuge von starker Explorationsaktivität im Nahen und Mittleren Osten und Asien sowie in der Region Europa/GUS/Afrika bedingt. Dies war insbesondere in Russland und Zentralasien der Fall, wo die Bohr- und Explorationsaktivitäten während des Sommers zunahmen. Auch der Umsatz von WesternGeco stieg gegenüber dem Vorjahr dank verbesserter globaler Aktivitäten auf See, die während des Quartals zu einer hohen Nutzungsrate von Anlagen führte. Jedoch wurde dieser Effekt zum Teil durch niedrigere Multiclient-Umsatzzahlen aufgewogen.

Die operative Marge vor Steuern von 30,4 Prozent stieg um 27 bps gegenüber dem Vorquartal aufgrund von robusten Explorationsaktivitäten mit hoher Rendite für Wireline in Russland sowie im Nahen und Mittleren Osten und in Asien, während Testing Services über alle Regionen hinweg ebenfalls zu der expandierenden Marge der Gruppe beitrug.

Eine Reihe technologischer Höhepunkte bei der Reservoir Characterization Group trug zu den Ergebnissen im dritten Quartal bei.

In Kasachstan wurde für Zhaikmunai LLP eine Kombination von Technologien von Wireline eingesetzt, um Förderdaten in zwei horizontalen Bohrlöchern, einem extrem geneigten Bohrloch und einem horizontalen Injektionsbohrloch auf dem Chinarevskoe-Feld zu erfassen. Für die Datenerfassung in den Förder- und Injektionsbohrlöchern wurde die Flow-Scanner-Technologie von Wireline für horizontale und geneigte Bohrlöcher beziehungsweise die Förderdiensttechnologie PS Platform* eingesetzt. Die Tool-Strings wurden effizient mithilfe des Bohrlochtraktorsystems MaxTRAC übermittelt, das eine Datenerfassung in der Abwärtsbewegung ermöglicht. Das Flussprofil der produzierenden Bohrlöcher wurde erfolgreich quantifiziert. Die Analyseergebnisse der aufgezeichneten Förderdaten wurden für die Förderüberwachung im Zeitablauf, für die Aktualisierung des Reservoir-Modells und für die Ortung der Wasserförderung in einigen Bohrlöchern verwendet.

In Libyen wurden für Akakus Oil Operations das modulare Formationsdynamik-Testsystem MDT* von Wireline und die Quicksilver-Probe*-Technologie in Kombination mit dem Analysesystem InSitu Fluid Analyzer* eingeführt, um hochwertige Wasserproben von einem Bohrloch zu erhalten, das mit wasserbasiertem Schlamm gebohrt wurde. Um den Widerstand und die Ionenkonzentration des Formationswassers präzise abschätzen zu können, musste eine Wasserprobe gewonnen werden, die frei von Verunreinigungen durch wasserbasierte Schlammfiltrate war. Die Quicksilver-Probe-Technologie ermöglichte eine effektive Trennung von Filtrat und Formationswasser, während die InSitu-Fluid-Analyzer-Bohrlochsensoren eine Echtzeitmessung des Verunreinigungsgrads vor der Entnahme von Proben ermöglichten. Infolgedessen wurden zwei Probekammern mit reinem Formationswasser gefüllt, frei von jeglicher Filtratverunreinigung, sodass der Betreiber die für die Optimierung des Wassereinspritzungsprozesses auf dem Feld erforderliche Analyse durchführen konnte.

In Westtexas entwickelten Schlumberger PetroTechnical Services für ExL Petroleum LP ein mechanisches Erdmodell, um in einem Feld, das für seine schwierigen Bohrbedingungen bekannt ist, das Risiko und die Kosten in Verbindung mit dem Bau eines horizontalen Bohrlochs zu reduzieren. Die Formationsbewertung basierte auf der Elementar-Spektroskopiesonde ECS* und der akustischen Scanplattform Sonic Scanner von Wireline, die mittels des Bohrlochtraktorsystems TuffTRAC in den horizontalen Abschnitt eingeführt wurden. Die Kombination dieser Technologien und der daraus resultierende Arbeitsfluss befähigten den Betreiber, die lateralen Abschnitte des Bohrlochs neu zu positionieren und ein Futterrohr zu eliminieren, was sich pro Bohrloch in einer 10-prozentigen Kosteneinsparung von 200.000 USD für den Abschluss niederschlug.

Woodside beauftragte WesternGeco mit der 4000 Quadratkilometer umfassenden seismischen 3D-Erfassung des Offshore-Bereichs Fortuna im Nordwestsockel von Australien unter Verwendung der isometrischen seismischen Meerestechnologie IsoMetrix*. Die für Dezember 2013 geplante Erhebung ist die erste in Australien, bei der die IsoMetrix-Technologie zum Einsatz kommt. Sie wird für Woodside die Grundlage für zukünftige Explorations- und Bewertungsprogramme in der Region bilden. Mit diesem Vertrag wird die IsoMetrix-Technologie 2013 über vier Kontinente hinweg für Offshore-Projekte eingesetzt.

WesternGeco erhielt von der Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) einen wichtigen Vertrag für eine 800 Quadratkilometer umfassende Erhebung mit Tiefseekabel im Umm-Shaif-Feld vor der Küste von Abu Dhabi. Dabei kommen die Q-Seabed*-Technologie und die SimSource*-Technik für simultane seismische Quellen zum Einsatz. Für die Erhebung werden zwei Quellschiffe mit dem Ziel eingesetzt, den Kunden mit einem aktuellen, fortschrittlichen Datensatz zu versorgen und ihm damit die Entscheidung hinsichtlich der Erschließung des Feldes und der sekundären Gewinnung zu ermöglichen.

WesternGeco erhielt auf dem Festland von Brasilien einen Vertrag von der Agencia Nacional de Petroleo (ANP) für die Verarbeitung und Interpretation einer elektromagnetischen 2D-Erhebung im Parecis-Becken. Hierbei handelt es sich um eines der von ANP untersuchten Grenzbecken zur Bestimmung von zukünftigen Ausschreibungen für die Exploration und Förderung. Das Projekt wird vom Integrated Electromagnetics Center of Excellence von WesternGeco geleitet und umfasst die Konzeption, die Datenerfassung, die Verarbeitung auf dem Feld und die erweiterte Interpretation.

In Mexiko erhielt WesternGeco GeoSolutions von Pemex einen mehrjährigen Vertrag für das spezielle Verarbeitungszentrum in Poza Rica, in dessen Rahmen die führenden Technologien von WesternGeco genutzt werden, darunter vollständige Wellenforminversion, Migration in umgekehrter Zeitfolge, seismikorientierte Bohrungen und physikalisch orientierte Felsmigration. Diese bahnbrechenden Technologien werden Pemex mit unvergleichlichen integrierten Lösungen für die erweiterte Bildgebung, Reservoircharakterisierung und Bohrhilfen unterstützen.

In Angola hat Testing Services für Maersk Oil im Tiefseeblock 16 das Bohrloch-Reservoir-Testsystem Quartet* in Verbindung mit der drahtlosen Bohrlochtelemetrie Muzic* eingesetzt. Die zum Quartet-System gehörenden Dienstleistungen umfassen das hochwertige Reservoir-Testisolationssystem CERTIS*, die intelligente ferngesteuerte Zweiventiltechnologie IRDV*, die Reservoirflüssigkeitstests SCAR* und die hochauflösenden Quarzmessgeräte Signature*. Das flexible Konstruktionsdesign des Quartet-Systems machte mehrfache Durchläufe unnötig, während die drahtlose Übermittlung und Überwachung des Bohrlochdrucks eine laufende Echtzeitanalyse ermöglichte, wodurch die Entscheidungsfindung optimiert wurde und der Betreiber vier Tage an kostenintensivem Bohrbetrieb einsparen konnte.

Die Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) hat bei SIS eine mehrjährige Software-Lizenzvereinbarung für ihre Öl- und Gasexplorationsaktivitäten eingeholt. Die Vereinbarung umfasst die E&P-Softwareplattform Petrel, die ein besseres Verständnis des Potenzials des unerforschten Untergrunds des Landes sowie eine präzise Ortung für erfolgreiche Exploration und Minimierung der operativen Risiken und Ungewissheiten ermöglicht. Zudem schließt die Vereinbarung die Bohrloch-Software Techlog ein, mit der sichergestellt wird, dass die geplanten Bohrlöcher die angepeilten „Sweet Spots“ treffen und sämtliche Bohrlochdaten erfassen, die zur Quantifizierung des Reservoirpotenzials nötig sind. Die strategische Entscheidung, die Technologieplattformen von Schlumberger einzusetzen, untermauert das Engagement von TPDC, sich wieder auf Kernaktivitäten bei Erdöl und Erdgas zu konzentrieren und die Entwicklung hin zu einem unabhängigen Betreiber zu beschleunigen.

In Brasilien hat Schlumberger PetroTechnical Services von Perenco eine integrierte Explorationsstudie für die Tiefseeblöcke 39, 40 und 41 im Espirito-Santo-Becken in Auftrag genommen. Die umfangreiche Studie erstreckt sich auf die seismische Verarbeitung, seismische Inversion, Multiclient-Daten, ein mechanisches Erdmodell und 3D-Porendruck-Prognosen. Die Ergebnisse der Studie werden die Pläne von Perenco für die Explorationsbohrungskampagne 2013 unterstützen, die Tiefseebohrlöcher in Post-Salz-Reservoiren vorsieht, wo Bohrungen durch Sedimentsequenzen durchgeführt werden, die mit Ungewissheiten und Komplexitäten aufgrund der schwierigen Beschaffenheit der Untersalz- und Salztektonik behaftet sind.


Drilling Group

Der Ertrag belief sich im dritten Quartal auf 4,41 Mrd. USD und war damit 3 Prozent höher als im Vorquartal und 9 Prozent höher als im Vorjahr. Der Betriebsgewinn vor Steuern lag mit 894 Mio. USD um 11 Prozent höher als im Vorquartal und um 23 Prozent höher als im Vorjahr.

Gegenüber dem Vorquartal stieg der Ertrag primär aufgrund der starken Leistung von M-I SWACO dank der Belebung der Festlandaktivität in Westkanada, vermehrten Tiefseearbeiten in Nordamerika und gesteigerten Aktivitäten in Mexiko und Russland. Die starke Aktivität von Drilling & Measurements im Nahen und Mittleren Osten sowie in Asien, in Russland und vor der Küste Nordamerikas trug ebenfalls zum Wachstum bei.

Die operative Marge vor Steuern verbesserte sich gegenüber dem Vorquartal um 154 bps auf 20,3 Prozent aufgrund der verbesserten Rendite bei Drilling & Measurements infolge von vermehrter Aktivität und einer günstigeren geografischen und technologischen Zusammensetzung. Die verbesserte Rendite bei IPM-Projekten im Nahen und Mittleren Osten und in Asien sowie in Lateinamerika trug weiterhin zu den expandierenden Margen der Gruppe bei.

Eine Reihe von Technologien der Drilling Group trug zu den Ergebnissen des dritten Quartals bei.

In Kurdistan hat Drilling & Measurements für HKN Inc. erstmals das Drehsteuersystem PowerDrive Xceed* für eine geneigte Bohrung im Mangesh-Feld eingesetzt. Dank der PowerDrive-Xceed-Technologie konnte die Bohrleistung im abgeneigten 17,5-Zoll-Abschnitt um 65 Prozent verbessert und die Bohrung des Abschnitts fünf Tage früher als geplant abgeschlossen werden. Das Bohrloch wurde erfolgreich von einer vertikalen Ausrichtung bis zu einer 55-Grad-Neigung in geringer Tiefe in Betrieb genommen, womit alle Planziele erfüllt wurden.

In China hat Drilling & Measurements für CNOOC mit acht direktionalen Bohrungen im Qikou-Feld einen neuen Bohrrekord in der Bohai-Bucht aufgestellt. In den 8-Zoll-Bohrabschnitten ermöglichte das Drehsteuersystem PowerDrive vorteX* eine Steigerung der Penetrationsrate um 114 Prozent im Vergleich zu herkömmlichen Bohrsystemen. Dank der Technologien von Drilling & Measurements verringerte sich die Bauzeit für Bohrlöcher mit einer Gesamttiefe zwischen 3500 und 4000 m erheblich, sodass der Betreiber etwa 26 Tage an Bohrzeit im Vergleich zum Bohrlochkonstruktionsplan sparen konnte.

In Algerien wurde für Sonatrach die Druckausgleichs-Kreislauftechnologie WELL COMMANDER* von M-I-SWACO in einer integrierten Bohrlochausrüstung von Schlumberger eingesetzt, um einen 6-Zoll-Reservoirabschnitt mit erwarteten Flüssigkeitsverlusten zu bohren. Die WELL-COMMANDER-Technologie ermöglichte das kontrollierte Abpumpen von verlorenem Zirkulationsmaterial im Bohrstrang, während das Verstopfungsrisiko der direktionalen und der Mess/Bohr-Instrumente eingedämmt wurde. Infolgedessen wurde die Gesamttiefe planmäßig ohne Ausfallzeit erreicht.

Vor der Elfenbeinküste setzte Drilling & Measurements für Foxtrot International eine Technologie zur Formationsbewertung ein, die eine Reihe von hochwertigen nuklearen Messungen ohne chemische Quellen umfasste. Die weltweit erste Kombination der während des Bohrvorgangs eingesetzten Technologien NeoScope*^† zur quellenlosen Formationsbewertung, proVision* für nukleare Magnetresonanz, StethoScope* für Formationsdruck und SonicVISION* für Schall befähigte den Kunden, in einem komplexen Reservoir Flüssigkeitsinhalte zu identifizieren und eine horizontale Ableitung zu konzipieren.

In Russland konnte ERIELL dank des Know-hows des Technologies and Petrotechnical Engineering Center der Schlumberger Drilling Group die erste horizontale Bohrung durch die komplexe Achimov-Formation im Urengoyskoe-Feld im Nordwesten Sibiriens erfolgreich durchführen. Um die Hauptschwierigkeiten in Verbindung mit der Bohrung durch die Achimov-Formation mit ihrem hohen Überdruck, engen Zirkulationsfenstern und instabilen Formationen zwischen den produktiven Schichten zu meistern, wurde ein geomechanisches Modell entwickelt. Um kostspielige Stabilitätsprobleme im Bohrloch zu verhindern, wurde die während des Bohrvorgangs eingesetzte akustische Technologie SonicScope* von Drilling & Measurements für die Echtzeit-Aktualisierung des geomechanischen Modells verwendet. Darüber hinaus ermöglichte die Kombination des Drehsteuersystems PowerDrive X6* mit einem speziellen kompakten PDC-Bohrkopf von Smith (mit polykristallinen Diamanten) und dem Bohrflüssigkeitssystem Megadril* von M-I SWACO den Abschluss der Bohrung 15 Tage früher als geplant, was zu erheblichen Kosteneinsparungen für den Betreiber führte.

Vor der Küste von Mexiko konnte Pemex dank der Integration der Technologien von Drilling & Measurement mit Schlumberger PetroTechnical Services einen äußerst schwierigen Abschnitt in einem Explorationsbohrloch im Chac-Feld bohren. Die Verwendung der mehrpoligen akustischen Technologie SonicScope während des Bohrvorgangs und von Echtzeit-Geomechanik ermöglichte die präzise Prognose des Formationsporendrucks, sodass das Schlammgewicht unter dem vorhergesagten Wert gehalten werden konnte. Pemex hat bei diesem Vorgang erstmalig Aufzeichnungs- und Schalltechnologien während des Bohrvorgangs für Explorationsbohrungen in Flachwasser eingesetzt. Der Kunde konnte daraufhin beim Einbau eines Futterrohrs sparen, weil 300 Meter tiefer als ursprünglich geplant gebohrt werden konnte.

In Russland erhielt Schlumberger zu Anfang des Jahres einen Vertrag von GazpromNeft Orenburg, einem der größten Betreiber des Landes, für die Bereitstellung und Wartung von Smith-Bohrköpfen auf den Feldern Kapitonovskoe, Tsarichanskoe und Orenburgskoe in der Region Orenburg. Diese Auftragsvergabe gründete auf dem Erfahrungsschatz und der Erfolgsbilanz von Smith-Bohrköpfen bei einigen der großen Betreibern in der Region.