Schlumberger Ltd. gibt Ergebnisse das 1. Quartal 2014 bekannt

Die Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) und die saudi-arabische Chevron Inc. haben an WesternGeco einen Vertrag für eine seismische 3D-Erhebung über 4.612 km² vergeben, mit der das gesamte Gebiet der Partitioned Zone (PZ) auf dem Festland, eines Gebietes zwischen dem Königreich Saudi-Arabien und Kuwait, das von Wafra Joint Operations betrieben wird, abgedeckt wird. Ein UniQ*-integriertes Landseismiksystem mit Empfängerantenne und über 150.000 Kanälen wird für das Projekt genutzt werden, womit es die zweitgrößte Landseismikerhebung ist, die hinsichtlich der Anzahl der Kanäle je durchgeführt wurde.

Im britischen Teil der Nordsee hat Chevron eine „Q-on-Q“-4D-Kontrollerhebung des Alba-Feldes an WesternGeco vergeben, ein komplexes Datenerfassungsprojekt, das vom Amazon Warrior mit den dynamischen Spread-Kontrolltechnologien Q-Marine* Seismic und DSC* übernommen werden wird, um die Wiederholbarkeit der Erhebung zu gewährleisten. Zu der Vergabe zählen auch drei umfassende Datenverarbeitungsprojekte, bei denen eine 4D-Verarbeitung von vier Datenerhebungen sowie eine vollständige 3D-Prestack-Tiefenmigration der Daten von 2014 durchgeführt werden wird. WesternGeco kann auf eine lange Zusammenarbeit mit Chevron im Alba-Feld zurückblicken.

In Libyen wurden Wireline-Technologien für die WAHA OIL COMPANY eingeführt, um die Darstellung des Hauptreservoirs im nubischen Sandstein zu unterstützen. Das Logging-Tool CMR-Plus* trug zur Behebung niedriger Resistivitäts-Ergebnisse oberhalb des Hauptreservoirs bei, während die CMR-MRF*-Fluid-Beschreibung anzeigte, dass das Reservoir ölfeucht war, was sich auf Erschließungspläne für die Zukunft auswirkt. Die ECS*-Spektroskopiesonde für die elementare Erfassung quantifizierte die Mineralogie- und Porositätsschätzung der Tonerde- und Calcitmengen. Die Kombination der Ölbasis-Mikroimagertechnologie OBMI* und der Ultraschall-Bohrloch-Bildgebungstechnologie UBI* ermöglichten es WAHA, eine vollständige geologische Interpretation mit einer Einsparung von über zehn Stunden Rüstzeit durchzuführen. Eine hochauflösende Shear-Anisotropie von der akustischen Messplattform Sonic Scanner* in Kombination mit hochauflösenden UBI- und OBMI-Bildern bot eine Beschreibung der Bruchspannung des dicht aufgebrochenen Reservoirs.

In Kurdistan wurde die Radialsondentechnologie Wireline Saturn* 3D für OMV eingesetzt, um qualitativ hochwertige Ölproben in einer vertikalen Erkundungsbohrung im BinaBawi-Feld zu erhalten. Das größere Flow-Gebiet, das die elliptische Gestaltung der Saturn-Sonde bietet, führte zu Verbesserungen der Betriebseffizienz mit der Erfassung von vier Fluidproben in zwei verschiedenen Abschnitten, darunter ein Fluiderkennungsprofil, und ermöglichte es dem Kunden, im Vergleich zu konventionellen Methoden der Probenentnahme bis zu 50 Prozent der Zeit für die Entnahme von Fluidproben einzusparen.

In Trinidad und Tobago wurde Wireline MDT*, die modulare Technologie zum Testen von Formationsdynamiken mit Doppel-Packerelementen, in einem Bohrloch für Centrica Energy eingesetzt, um zuverlässige Daten zur Durchlässigkeit zu erhalten. Der „Mini-Drillsteifigkeitstest“ deckte vier Abschnitte ab und wurde in einem einzigen Aufzeichnungsdurchgang durchgeführt, durch den es dem Kunden ermöglicht wurde, im Vergleich mit einem konventionellen Bohrlochtest etwa sieben Tage Rüstzeit einzusparen. Außerdem wurde die Kombination der dreiaxialen Induktionstechnologie Rt Scanner*, der akustischen Messplattform Sonic Scanner, der Multifrequenz-Technologie für dielektrische Dispersion Dielectric Scanner* und der Ölbasis- Mikroimagertechnologie OBMI genutzt, um das Reservoir zu beschreiben.

In Kasachstan wurde das integrierte Wireline-Tool Wireline Platform Express* für Altius Petroleum International B.V. genutzt, um Aufzeichnungen bei flachen Bohrungen im auf dem Festland gelegenen Akzhar-Feld zu erhalten. Die Entscheidung für Schlumberger als einzigen Anbieter für Aufzeichnungs- und Interpretationsdienstleistungen an offenen Bohrlöchern ermöglichte es der Altius Petroleum International, im Rahmen eines Budgets für 38 Bohrungen zu bleiben und den Zeitaufwand für die Bereitstellung von Informationen um 50 Prozent zu verkürzen. Durch diese zeitnahen Informationen konnte der Kunde unnötige Kosten im Zusammenhang mit der Zementierung von Bohrlöchern und Vorbereitung von Einschalungen vermeiden.

Die National Oil Corporation of Kenya (National Oil) hat einen Kooperationsvertrag mit Schlumberger für eine seismische 2D-Multiclient-Erhebung über einen 9.500 km lange Ausläufer unterzeichnet, die ein umfassendes Tiefseegebiet vor der kenianischen Küste abdeckt. Gemäß dem Vertrag werden Technologien der Schlumberger Reservoir Characterization Group eingesetzt, um die Daten in Zusammenarbeit mit National Oil zu erfassen, zu verarbeiten und zu interpretieren, einen Wissenstransfer zu ermöglichen und zur Ausbildung technischen Personals beizutragen. Die Erhebung wird mit der Streamer-Technologie Q-Marine Solid* und der Sliding-Notch-Broadband-Technologie ObliQ durchgeführt. Schlumberger PetroTechnical Services wird für Bildgebung und Verarbeitung die Software Omega* für die Verarbeitung seismischer Daten sowie die Software-Plattform SIS Petrel* E&P für Interpretation und geologische Modellbildung einsetzen. Der Vertrag umfasst auch Unterstützungsdienstleistungen, um das integrierte Datenmanagement und die Informationssystem-Infrastruktur von National Oil zu verbessern.

In Indien wurden die Systeme Wireline Flow Scanner* für die Aufzeichnung der Bohrförderung, und MaxTRAC* für Untertage-Wireline-Traktoren für die Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) genutzt, um Informationen zum Förderungs-Profiling bei einer anspruchsvollen horizontalen Bohrung bei hoher Temperatur im Offshore-Feld Mumbai High South zu gewinnen. Der MaxTRAC-Traktor transportierte den Flow Scanner erfolgreich innerhalb eines Förderungsabschnitts, der eine intelligente Durchführung umfasste, bis zur Gesamttiefe. Die gewonnenen zuverlässigen Messungen der Untertage-Förderungsrate ermöglichten es dem Kunden, wichtige Entscheidungen zur Felderschließung zu treffen.


Drilling Group

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 4,33 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 2 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 7 Prozent. Die Umsätze sanken aufgrund eines Rückgangs der M-I-SWACO-Produktverkäufe nach einem starken Jahresende 2013 gegenüber dem Vorquartal. Im Jahresvergleich stiegen die Umsätze um 269 Mio. USD, angeführt von stabilem Wachstum bei Bohr- und Messtechnologien, da die Bohraktivität in Saudi-Arabien, Irak, Norwegen, China, Australien und Südostasien gestärkt wurden.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 881 Mio. USD niedriger als im Vorquartal, legten im Jahresvergleich jedoch um 22 Prozent zu. Die Umsatzrendite von 20,3 Prozent stieg infolge besserer Preise aus einem Mix höherer Technologien für Bohr- und Messdienstleistungen gegenüber dem Vorquartal um 51 bps. Dieser Anstieg war hauptsächlich durch das Geschäft im Nahen Osten und Asien sowie einer verbesserten Profitabilität bei IPM-Projekten möglich. Im Jahresvergleich stieg die Umsatzrendite vor Steuern aufgrund verstärkter Technologieintegration, besserer Gewinne bei Bohrungen und Messungen sowie verbesserter Profitabilität bei der IPM-Projektaktivität um 249 bps.

Die Ergebnisse des ersten Quartals waren durch Technologieintegration und Serviceeffizienz in allen Produktlinien der Drilling Group geprägt.

In China konnten durch Bohr- und Messtechnologien Bohrrekorde für Shell im Schiefergasprojekt in der Provinz Sichuan erzielt werden. Die Drehsteuertechnologie mit hoher Absetzgeschwindigkeit PowerDrive Archer* bewies ihre Zuverlässigkeit mit einer Rekordzeit von 309 Stunden Dauerbetrieb und trug zur Bewältigung hoher Formationsgefälle während der Platzierung einer anspruchsvollen horizontalen Bohrung bei. Außerdem lieferte der Service MicroScope* für Resistivität und Bildgebung mit gleichzeitigem Bohren qualitativ hochwertige Bildinformationen innerhalb eines Reservoirabschnitts der Rekordgröße von 2.043 m. Bei einer weiteren Bohrung konnte das steuerbare Rotationssystem PowerDrive den Rekord für Filmaufnahmen einer Bohrung für das Ölfeld brechen und bot im Vergleich mit Ausläufer-Bohrungen eine Verbesserung der Bohrleistung von 92 Prozent. Infolgedessen haben Bohr- und Messtechnologien auf der Grundlage von Serviceleistung und Kosteneinsparungen beim Kunden bisher eine Bohrung im oberen Viertel und vier erstklassige Bohrungen ermöglicht.

Ebenfalls in China wurden Bohr- und Messtechnologien für die CNOOC Panyu Operating Company eingesetzt, um horizontale Bohrungen im ausgereiften Panyu-Ölfeld vorzunehmen, das einen durchschnittlichen Wasseranteil innerhalb des Feldes von 91 Prozent besitzt. Ein Kombination der Drehsteuertechnologie mit hoher Absetzgeschwindigkeit PowerDrive Archer und PowerDrive Xceed, der Technologie PeriScope* zur Abbildung von Flächengrenzen, der Multifunktionstechnologie EcoScope†* für Aufzeichnungen mit gleichzeitigem Bohren und dem Neutronenwerkzeug für azimutale Dichte adnVISION* bot eine erhöhte Bohreffizienz und ermöglichte, dass die Bohrungen in der optimalen Position platziert werden konnten, um den übrigen Kohlenwasserstoff ablaufen zu lassen. Mit dieser Kombination von Technologien konnten erfolgreich insgesamt 25 horizontale Bohrungen vorgenommen werden, und sie trug zur Aufhebung des Trends zum Förderungsrückgang in dem Feld bei, was zu einer im Vergleich zum ursprünglichen Plan um 68 Prozent höheren Ölförderung und einem Gesamtzuwachs von 45 Prozent mehr Öl gegenüber der Prognose führte.

In Russland wurden Bohr- und Messtechnologien für die VSNK-Rosneft Oil Company genutzt, um eine anspruchsvolle horizontale Bohrung im unkonventionellen Feld Yurubcheno-Tohomskoe in Ostsibirien vorzunehmen. Die Kombination der Technologie ImPulse* für integrierte Messungen mit gleichzeitigem Bohren, dem Neutronenwerkzeug für azimutale Dichte adnVISION und der akustischen Mehrpoltechnologie SonicScope* für gleichzeitiges Bohren boten die für die Beschreibung des Formations-Fracturing nötigen Qualitätsmessungen. Außerdem boten die Technologien von Schlumberger für Aufzeichnungen mit gleichzeitigem Bohren Verbesserungen der Effizienz, sodass der Kunde drei Tage Rüstzeit und die damit verbundenen Kosten einsparen konnte.

In Ägypten trug die Technologie mit konischen Diamantelementen Schlumberger Stinger* dazu bei, dass BAPETCO, ein Joint Venture zwischen Shell und der Egyptian General Petroleum Cooperation, fortlaufende Top-Bohrleistungen für das Quartal bei Bohrungen im Obayed-Feld erzielen konnte. Im 8 1/2-Zoll-Abschnitt der ersten Bohrung konnten von Smith angepasste polykristalline Diamantbohrspitzen (PDC) mit Stinger-Technologie die ROP im Vergleich zu den besten Aufrechnungen des Feldes über 30 Prozent erhöhen. Im 8 1/2-Zoll-Abschnitt der zweiten Bohrung erreichte die ROP mit Stinger-Technologie zu dem der besten Ölfeld-Leistung, und der Abschnitt wurde bis zur Gesamttiefe gebohrt, wobei zwei konventionelle Bohrspitzen ersetzt und die Gesamtlänge der Bohrung um 45 Prozent erhöht wurden. Die Kombination von Stinger-Technologie und Berechnung der Fluiddynamik validierten Hydraulik ermöglichte ebenfalls neue Bohrrekorde für die längsten und schnellsten Bohrungen im Obayed-Feld.

Auf US-amerikanischem Boden ermöglichten es Schlumberger Drilling Group Technologies der Cimarex Energy Co., Rekordbohrzeiten bei Bohrlöchern im Delaware-Becken zu erzielen. Die steuerbare Drehsteuertechnologie mit hoher Absetzgeschwindigkeit PowerDrive Archer* mit speziell angepasster, abnutzungsresistenter PDC-Bohrspitze von Smith und der Viskosifizierungstechnologie M-I SWACO DUO-VIS* konnte innerhalb von nur acht Tagen eine Rekordbohrung im Sandabschnitt Second Bone Spring vornehmen, d. h. innerhalb von zweieinhalb Tagen weniger als bei der letztbesten Bohrung und vier Tage weniger als beim Durchschnittswert für dieses Gebiet. Diese Technologiekombination resultierte in einer Einsparung von 170.000 USD gegenüber der letztbesten Bohrung und 260.000 USD gegenüber dem Mittelwert für dieses Gebiet.

Ebenfalls auf US-amerikanischem Boden ermöglichte es, die Bohrspitzentechnologie von Smith der LINN Energy LLC, die durchschnittliche Anzahl von Bohrspitzen zu senken, die für das Bohren der seitlichen Abschnitte der Bohrlöcher im Anadarko-Becken verwendet werden. Eine speziell angepasste PDC-Bohrspitze mit der Schneidetechnologie ONYX 360* von Smith konnte einen gesamten 8 3/4-Zoll-Abschnitt bohren, ohne in dieser Formation eine Bohrspitze irreparabel zu beschädigen. Als Ergebnis der Schneidetechnologie ONYX 360 wurden die Seiten effizient gebohrt, mit ähnlichen Rüstzeit und Kosteneinsparungen für Bohrspitzen von über 85.000 USD pro Bohrung.

Anderswo auf US-amerikanischem Boden trugen SHARC*-PDC-Bohrspitzen mit hoher Abnutzungsresistenz von Schlumberger dazu bei, dass die Murex Petroleum Corporation bei einer Bohrung im Williston-Becken eine Rekord-Bohrleistung erzielen konnte. Die Bohrspitzen-Technologie SHARC konnte in Kombination mit einer weiteren speziell angepassten PDC-Bohrspitze von Smith eine Bohrung von der Oberflächeneinschalung bis zu einer Gesamttiefe von ca. 5.740 m vornehmen. Diese Tiefe konnte mit nur drei Bohrspitzen, davon eine im vertikalen, eine im Kurven- und eine im seitlichen Abschnitt, umgesetzt werden. Außerdem war die durchschnittliche Durchdringungsrate zu 15 Prozent schneller als beim besten Ausläufer-Feld, was zu einer Kosteneinsparung für die Bohrung von 100.000 USD führte.

Auf US-amerikanischem Boden setzte M-I SWACO mit RHE-USE* chemisch verbesserte Technologie für Noble Energy ein, um Feststoffe mit geringem Gewicht aus nichtwässrigen Bohrfluiden zu entfernen, die bei Bohrungen im Nordost-Becken verwendet werden. Infolge der Nutzung der RHE-USE-Technologie konnte der Kunde die Nutzung von Grundöl und Baryt senken, Vorrichtungen für den Transfer von Feststoffen bei der Bohrung unnötig machen, und Schlamm- und Transportkosten senken. Dies resultiert in Gesamteinsparungen von 200.000 USD im Vergleich zu konventionellen Fluid-Pads zur Feststoffkontrolle.

Im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko führte Well Services das Schlammentfernungssystem auf stabiler Mikroemulsions-Ölbasis MudSCRUB-SX* bei einer Tiefseebohrung für einen großen Kunden vor der Küste Louisianas ein. Zu den Anwendungen des MudSCRUB-SX-Systems zählten die Platzierung eines Pfropfens in der 20-Zoll-Verschalung des Bohrloches und eines Pfropfens während einer 16-Zoll-Shoe-Squeeze-Aktion zur Isolierung einer schwachen Ausbohrformation. Die Kombination der proprietären Formulierung des MudSCRUB-SX-Systems und der Software von Well Services zur Pfropfenplatzierung resultierte in einer ausgezeichneten Bohrlochreinigung sowie reduzierter Fluidkontamination. Diese optimalen Schlammergebnisse erlaubten es dem Kunden, die Kosten und Zeit einzusparen, die mit den Extra-Zusatzstoffen und mehreren Pumpphasen verbunden sind, wie sie üblicherweise bei traditionellen Schlammentfernung verwendet werden, sowie die potenzielle Reparaturzeit im Zusammenhang mit nachfolgenden Zementierungsaktivitäten zu verkürzen.

In Polen wurde die steuerbare Drehsteuertechnologie mit hoher Absetzgeschwindigkeit PowerDrive Archer für Bohren und Messungen für BNK Petroleum bei der horizontalen Bohrung Gapowo B-1 verwendet, um in den Schiefergebieten des Untersilur und Ordovizium mit Überdruck zu bohren. Die Technologie PowerDrive Archer machte es möglich, dass die Bohrung nach Plan durchgeführt werden konnte, sodass Herausforderungen bewältigt werden konnten, die sich beim Erreichen der notwendigen Absetzgeschwindigkeit mit konventionellen Bohrmethoden stellen. Bei derselben Bohrung wurde das steuerbare Rotationssystem PowerDrive X6* eingesetzt, um den bisher längsten seitlichen Abschnitt in einem einzigen Durchgang bei einer Schiefergasbohrung in Polen zu bohren. Außerdem bestätigten Echtzeit-Gammastrahlenbilder des Service geoVISION* für Bildgebung mit gleichzeitigem Bohren die Formationsstruktur beim seitlichen Abschnitt, sodass das Bohrloch innerhalb der angestrebten Zonen gesteuert und gewartet werden konnte, um den Kontakt mit dem Schieferreservoir zu maximieren.


Production Group

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 4,12 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 2 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 10 Prozent. Der sequenzielle Rückgang ist hauptsächlich auf geringere Produktumsätze bei Completions und Artificial Lift im Anschluss an die Spitzenwerte zum Jahresende zurückzuführen. Die Druckpumpentechnologien von Well Services lagen aufgrund gestiegener Serviceintensität auf US-amerikanischem Boden trotz schwerer Störungen durch das Winterklima und der Preise der Vertragsübernahme höher. Die Umsätze bei Well Services legten außerdem aufgrund der Aktivitätsspitze im Winter im Westen Kanadas zu.

Im Jahresvergleich stiegen die Umsätze um 357 Mio. USD. Angeführt wurden sie durch ein zweistelliges Wachstum bei Druckpumpentechnologien von Well Services in Nordamerika. Die SPM-Umsätze stiegen um mehr als 50 Prozent, da Projekte in Lateinamerika weiterhin den Arbeitsplänen vorauseilten.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 737 Mio. USD rund 1 Prozent höher als im Vorquartal und lagen 33 Prozent über dem Vorjahr. Die Umsatzrendite vor Steuern von 17,9 Prozent stieg gegenüber dem Vorquartal um 60 bps, aufgrund verbesserter Profitabilität für Well Services und Well Intervention Technologies, sowohl auf nordamerikanischem Boden als auch in den internationalen Gebieten. Diese Verbesserung erfolgte aufgrund von Spitzenaktivitäten im Westen Kanadas sowie von Betriebseffizienzen auf US-amerikanischem Boden, obwohl diese durch fortwährende Preisschwäche auf US-amerikanischem Boden gebremst wurden.

Im Jahresvergleich stieg die Umsatzrendite vor Steuern um 313 bps hauptsächlich durch verbesserte Kosteneffizienz und Umsätze mit neuen Technologien bei Well Services und Completions, obwohl die Auswirkungen hiervon teilweise durch die Preise der Vertragsübernahme aufgewogen wurden.

Das erste Quartal wurde von zahlreichen Höhepunkten bei technischen Innovationen, Integrationen, Verfahrenseffizienz und Zuverlässigkeit in der gesamten Production Group geprägt.

Im Westen von Texas wurde eine Kombination von Schlumberger-Technologien für Clayton Williams verwendet, um die Stimulation von Bohrungen in deren Schiefergebiet Upper Wolfcamp zu optimieren. Die Software für reservoirzentriertes Stimulationsdesign Mangrove* von Well Services mit den Aufzeichnungsservices Wireline ThruBit* mit spektraler Gammastrahlung machte es möglich, dass die 30-tägigen Spitzen-Förderungsraten bei den neuen Bohrlöchern im Vergleich zu vorher hier abgeschlossenen Bohrungen um mehr als 100 Prozent gesteigert werden konnten. Clayton Williams schreibt die Förderungsverbesserung dem Mangrove-Workflow sowie den qualitativ hochwertigen aufgezeichneten Daten von offenen Bohrlöchern zu, die in den seitlichen Abschnitten gewonnen wurden.

In China wurde die Flow-Kanal-Fracturing-Technologie Well Services HiWAY* für die PetroChina Changqing Oil Company bei zwei vertikalen Pilotbohrungen im Sulige-Gasfeld im Ordos-Becken genutzt. Früher haben im engen und von Unterdruck geprägten Reservoirs des Ölfelds getätigte Bohrungen nur eine marginale Förderung erbracht. Infolge des HiWAY-Einsatzes überschritt die Anfangsförderung jeder Bohrung die Durchschnittsförderung vertikaler Ausläufer-Bohrungen um einen Faktor von dreieinhalb. Sie entsprach der Durchschnittsförderung horizontaler Ausläufer-Bohrungen. Die Anwendung der Technologie HiWAY ermöglichte dem Kunden die mit einer reduzierten Nutzung von Wasser und Stützmitteln verbundenen Einsparungen sowie eine erhöhte Machbarkeit bei marginalen Zielen, die mit konventionellen Fracturing-Bearbeitungen nicht möglich sind.

In China wurde die Fasertechnologie zur Fluidableitung Well Services StimMORE* für die CNPC Tarim Oilfield Company beim Fracking bei Bohrlöchern mit extrem hohem Druck und hohen Temperaturen im Kuche-Feld im Tarim-Becken genutzt. Ein integrierter Ansatz, der aus Reservoir-Verständnis in Verbindung mit der Nutzung der Umleitungstechnologie StimMORE bestand, trug zur Maximierung des Kontakts mit der Fracking-Oberfläche mit Reservoir und Bohrloch bei. Insgesamt wurden acht Bohrlöcher erfolgreich mit der StimMORE-Technologie bearbeitet, und die durchschnittlichen Bohrförderungsraten nach dem Verfahren waren um 60 Prozent höher als die durchschnittlichen mit konventionellen Methoden im selben Feld stimulierten Ausläufer-Bohrlöcher.

In Kasachstan schloss Well Services die erste zehnphasige Stimulationskampagne bei einer horizontalen Bohrung im Karachaganak-Feld für die Karachaganak Petroleum Operating B.V. ab. Teil der Aktivität waren fünf Säure-Fracking- und fünf Matrixsäuerungs-Behandlungen in einem natürlicherweise frakturierten Karbonat. Dies wurde innerhalb von 28 Tagen durchgeführt, was mehr als doppelt so schnell ist als frühere Kampagnen bei ähnlichen Bohrungen im gleichen Feld. Außerdem ergaben die erste Reinigung nach der Stimulation und der Bohrloch-Flowback, dass diese unter insgesamt 90 produzierenden Bohrlöchern im oberen Viertel lagen.

Im US-amerikanischen Golf von Mexiko setzte Well Intervention die digitalen LIVE*-Slickline-Services bei einem Zonenisolierungs- und Fertigstellungsprozess für Walter Oil & Gas ohne Bohrvorrichtung ein. Die LIVE-Services kombinierten Echtzeit-Korrelations- und Perforationskapazitäten mit einer effizienten, leichten, kleineren Lösung, um eine erfolgreiche Intervention innerhalb der Beschränkungen des Kran- und Deckraumes der Plattform durchzuführen.

Ebenfalls im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko wurde die Technologie für verlorenes Kreislaufmaterial Well Services PressureNET* zum ersten Mal in eine gewichtete Distanzflüssigkeit integriert und pumpte vor einem Zementsystems mit der modernen CemNET*-Fasertechnologie, um Verluste zu kontrollieren und gleichzeitig das Förderungsrohr in einem Bohrloch einzustellen. Diese Kombination von Technologien von Well Services bot zuverlässige Zementabdeckung in allen entscheidenden Zonen, und ein potenzieller Betrag von 2,7 Mrd. USD für Reparaturarbeiten für den Tiefseekunden konnte umgangen werden.

In Australien wurde ein Vertrag in Höhe von 40 Mio. USD von INPEX an Schlumberger Completions vergeben. Der Vertrag beinhaltet den oberen und mittleren Abschluss der ersten 20 Bohrungen in Phase I der kommenden Ichthys-Erschließung. Zum Projektbereich gehören Gasbohrungen für hohe Förderraten, die topmoderne Durchführungen mit hochlegierten Rohren für große Bohrlöcher erfordern.

In Brasilien wurde Schlumberger Artificial Lift von Petrobras ein leistungsbasierter Vertrag im Wert von etwa 50 Mio. USD verliehen, um elektrische Tauchmotorpumpen in sechs Unterseebohrlöchern im Offshore-Ölfeld Parque Das Baleias zu liefern, zu installieren und zu kontrollieren. Der Fünfjahresvertrag basierte auf der Erfolgsgeschichte von Schlumberger bei der Bereitstellung der äußerst zuverlässigen elektrischen Tauchmotorpumpentechnologie REDA Maximus* in den äußerst anspruchsvollen Tiefsee- und Ultratiefseegebieten Brasiliens.