Schlumberger gibt Finanzergebnisse des zweiten Quartals 2016 bekannt

In Großbritannien hat Total E&P UK einen Auftrag für eine 4D-Erkundung im Elgin-Franklin-Feld in der Nordsee an WesternGeco erteilt, bei der die marine isometrische, seismische IsoMetrix*-Technologie eingesetzt wird. Das komplexe, eine Fläche von 250 km2 umfassende Projekt, das zugleich die erste kommerzielle IsoMetrix-4D-Erkundung ist, erfordert die simultane Operation mit einem zweiten Schiff zur Umgehung von Hindernissen, um eine Bildgebung in hoher Qualität für das sehr dicht erschlossene Feld sicherzustellen. Die Erkundung wird Änderungen in der Lagerstätte seit der letzten WesternGeco-Erkundung von 2012 überwachen.


Drilling Group

Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20160729005935/de

Der Umsatz der Drilling Group von 2,0 Milliarden US-Dollar, von dem 81 Prozent von den internationalen Märkten stammt, fiel um 18 Prozent gegenüber dem Vorquartal. Das ist hauptsächlich das Ergebnis eines starken Rückgangs bei den Bohrungsaktivitäten aufgrund des Zusammenfalls der Auftauperiode in Kanada, einer geringeren Zahl an Bohranlagen auf dem Festland in den USA und in Lateinamerika sowie der Reduzierung der Geschäftstätigkeit in Venezuela. Zusätzlich wirkte sich ein fortgesetzter und anhaltender Preisdruck negativ auf die Ergebnisse von Drilling & Measurements und M-I SWACO in allen Regionen aus.

Die Operative Marge vor Steuern von 8 Prozent schrumpfte um 649 bps gegenüber dem Vorquartal, was zu höheren Rückgängen führte, da der Umsatz durch Preisschwäche zurückging. Der Effekt wurde durch die gesunkene Zahl an Bohranlagen in Nordamerika und die Reduzierung der äußerst gewinnbringenden Geschäftstätigkeit in Venezuela verschärft.

Eine Kombination aus Auftragserteilungen, den Fortschritten bei den Transformationsprogrammen, integrierten Serviceleistungen und aus dem Einsatz neuer Technologien hat zur Leistungsentwicklung der Drilling Group im zweiten Quartal beigetragen.

In Norwegen erteilte Centrica E&P Norway Schlumberger den Zuschlag für eine Vierjahresrahmenvereinbarung zu integrierten Bohrleistungen für alle von Centrica betriebenen Bohraktivitäten auf dem norwegischen Kontinentalschelf. Das Rahmenwerk fasst alle Serviceleistungen in einem Auftrag zusammen und beruht auf der gemeinsamen Absicht von Betreiber und Dienstleister, zukünftig enger zusammenzuarbeiten. Das Auftragsmodell, das im großen Maße leistungsbasiert ist, umfasst starke Anreize zur Optimierung der Bohreffizienz und ist für Centrica, deren Partner und Schlumberger zum allseitigen Vorteil.

In brasilianischen Offshore-Gebiet setzte Schlumberger die Stinger*-Technologie mit einem konischen Diamantenelement auf einem maßgeschneiderten Smith-Bohrkopf bei einem Auftrag für Petrobras ein, um das 12¼ Zoll-Intervall in einer Pre-Sal-Bohrung im Lula-Feld zu bohren. Die Stinger-Technologie erreichte eine durchschnittliche Eindringrate (Rate of Penetration, ROP) von 4,37 m/h - und übertraf damit den besten Durchschnittswert einer Offset-Bohrung um 22 Prozent, sparte 22 Stunden an Zeit - und bohrte den 441 Meter langen Abschnitt in einem einzigen Durchlauf, 42 Prozent schneller als der Durchschnitt, um zusätzliche 41 Stunden zu sparen. Diese Leistungen halfen Petrobras, einen neuen Leistungsmaßstab für die Kosten pro Meter für 12¼-Zoll-Bohrabschnitte im Lula-Feld festzulegen.

Auf dem US-Festland nutzte Bits & Drilling Tools die rollende, polykristalline Diamant-Bit (PDC) Cutter-Technologie ONYX 360*, um einen neuen Rekord für Unit Petroleum in der unkonventionellen Granite Wash-Formation aufzustellen. Mit der Technologie ONYX 360 wurde die Haltbarkeit der Bohrköpfe und die Länge der Bohrung erhöht, da die gesamte Diamantkante verwendet wurde, um die Formationen zu bohren, während sie sich um 360° drehte. Die befähigte den Kunden, die längste und schnellste laterale Bohrung in die Formation voranzutreiben und den vorherigen Rekord um 62 Prozent bei lateraler Länge und um 27 Prozent bei der Eindringrate zu übertreffen.

In Ecuador verwendete Schlumberger eine Kombination von Bohrungs- und Bohrlochabschlusstechnologien, um für ENAP-SIPEC zwei Bohrungen im Inchi-Feld auszuführen. Die Drehsteuersysteme Drilling & Measurements PowerDrive* und die konische Diamantenelement-Bohrertechnologie StingBlade* sorgten für Bohrungseffizienz mit Remote-Unterstützung von Experten, die im Drilling Technology Integration Center arbeiten. Die selbstlösende Pistolen-Ankertechnologie MAXR von Completions in Kombination mit den tief eindringenden Perforationsladungen Wireline PowerJet* und dem PURE*-System für saubere Perforierungen maximierten das Eindringen und reduzierten Lagerstättenschäden. Im Ergebnis erreichte der Kunde eine Steigerung um 278 Prozent bei der kombinierten Förderung aus den Bohrungen. Zudem wurde eine Bohrung anderthalb Tage und eine zweite Bohrung vier Tage vorfristig zum ursprünglichen Plan abgeschlossen, was die Bohrkosten um ungefähr 1,5 Millionen US-Dollar verringerte.

In Russland führe Bits & Drilling Tools die AxeBlade*-Technologie mit gezahntem Diamantelement-Bohrer ein, um für GazpromNeft Bohrungen in den Öl- und Gaskondensat-Feldern Tsarichanskoye und Filatovskoye in der Orenburg-Region vorzunehmen. Die AxeBlade-Bohrertechnologie weist eine gefurchte Geometrie auf, die den Abschervorgang eines konventionellen PDC-Schneiders mit dem Zerkleinerungsvorgang eines Schneiders mit Wolframkarbid-Einsatz kombiniert. In einem Bohrabschnitt steigerte die AxeBlade-Technologie die Eindringrate um 45 Prozent im Vergleich zu der besten Offset-Bohrung, die mit einer konventionellen PDC-Bohrspitze ausgeführt wurde. Zudem sparte der Kunde Bohrzeit durch den Abschluss des Abschnitt in nur drei Durchläufen statt in den üblichen fünf.

In China verwendete Drilling & Measurements die steuerbare Drehsteuer-(Rotary)-Systemtechnologie PowerDrive Orbit* für CNOOC, um schwierige Bohrbedingungen zu meistern und Bohrzeit in einem 12,25-Zoll-Bohrabschnitt im Huangyan-Becken zu sparen. Die PowerDrive Orbit-Technologie bohrte 2.498 Meter in einem einzigen Durchlauf, was nunmehr als Rekord für die längste in einem Durchlauf gebohrte Strecke in einem 12¼-Zoll Bohrabschnitt steht und zudem einen Leistungsmaßstab für die Region etablierte. Als Ergebnis vermied der Kunde einen weiteren Durchlauf und sparte so 140.000 US-Dollar und 28 Stunden an Bohrzeit.

Im Offshore-Gebiet von Aserbaidschan setzten Bits & Drilling Tools eine Kombination von Technologien für BP Aserbaidschan ein, um die schwierigen Bohrbedingungen im Chirag-Feld im Kaspischen Meer zu meistern. Der hydraulisch erweiterbare Bohrlochräumer Rhino XS* und das Umlaufwerkzeug M-I SWACO WELL COMMANDER ermöglichten komplexe Schlammaufbereitungs- und Bohrlochreinigungsarbeiten. Der Rhino XS besteht aus einem einteiligen Gehäusekörper für eine höhere Zugfestigkeit und Drehmomentbelastbarkeit, während das WELL COMMANDER-Werkzeug die Zirkulation befördert, um Bohrgut an strategischen Punkten im Bohrstrang zu entfernen. Infolgedessen konnte der Kunde 48 Stunden Bohrzeit auf einer Offshore-Plattform einsparen.

In Gabun nutzte Drilling & Measurements das PowerDrive Archer* Drehsteuersystem mit hoher Aufbaurate für Shell, um drei Bohrungen im Rabi-Feld auszuführen. Diese mittleren Bohrungen mit kleinem Radius wurden in einem einzigen Durchlauf vom Absenkkeil-Fenster bis zum Ende der horizontalen Ableitung gebohrt. Der Kunde profitierte von den verringerten Kosten, da jede abgelenkte Bohrung zwei bis sechs Tage früher als geplant fertiggestellt wurde. Zusätzlich gestattet die Repositionierung der Ableitungen in der Lagerstätte eine Förderungssteigerung um 20 Prozent.

In Russland ermöglichte das Schlumberger-Transformationsprogramm durch Remote-Betrieb eine Erhöhung der Produktivität der Mitarbeiter. Drilling & Measurements implementierten ein automatisches Benachrichtigungssystem, das die Identifizierung von Arbeiten für den Remote-Betrieb erleichtert und die Besatzungsgrößen durch ein Bohrportal effizienter steuert. Seit der Implementierung des Systems hat sich der Anteil von Remote-Betrieb von ungefähr 50 Prozent der Arbeiten im zweiten Quartal 2015 auf 75 Prozent der Arbeiten im ersten Quartal 2016 erhöht. Zudem ist die Besatzungsgröße vor Ort 2015 um 6 Prozent verglichen mit 2014 verringert worden, wodurch sich die Gefährdung aufgrund von Sicherheits- und Umweltschutzrisiken reduzierte, während gleichzeitig ein hohes Niveau an Servicequalität aufrechterhalten wurde.

In Norwegen vergab Det norske oljeselskap ASA (Det norske) an M-I SWACO einen Vierjahresvertrag über die Lieferung von Spezialchemikalien und damit zusammenhängenden Dienstleistungen für Alvheim und das neue Offshore-Erschließungsgebiet Ivar Aasen. Technische Unterstützung wird für alle Offshore-Standorte des Unternehmens von der Festlandsbasis in Trondheim und dem Remote-Betriebszentrum in Stavanger bereitgestellt.


Production Group

Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20160729005935/de

Die Umsätze der Production Group in Höhe von 2,1 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 11 Prozent zurück, wobei mehr als die Hälfte des Rückgangs auf eine Abnahme in Nordamerika bedingt durch die Auftauperiode in Kanada und einen erhöhten Preisdruck zurückzuführen ist. Während die Zahl der Frakturierungsabschnitte mit Druckpumpen und die aktiven Flotten um mehr als 15 Prozent gegenüber dem Vorquartal zunahmen, glich ein nachteiliger Umsatzmix in Kombination mit dem bestehenden Preisdruck den Volumenzuwachs mehr als wieder aus. Der Beitrag Nordamerikas zum Konzernumsatz ging dieses Quartal auf 25 Prozent zurück.

Die operative Marge vor Steuern von 4 Prozent sank im Vergleich zum Vorquartal um 459 bps, hauptsächlich aufgrund geringerer Aktivität und erhöhter Preisschwäche bei den Druckpumpenservices für das nordamerikanische Festland. Gegenüber dem Vorquartal nahm die Rückgang der operativen Marge im Ergebnis der Entscheidung zu, das operative Leistungsvermögen an bestimmten Standorten aufrechtzuerhalten, um Marktanteile trotz geringerer Aktivität zu verteidigen. Belastbare Schlumberger Production Management-Projekte, deren zentral geführte weltweite Förderung nun in etwa ein Volumen von 250.000 Barrel/Tag (bbl/d) erreicht hat, trugen auch weiterhin zu den wachsenden Margen der Gruppe bei.

Die Production Group profitierte vom Einsatz einer Reihe neuer Technologien sowie von Initiativen im Rahmen der Transformationsprogramme während des Quartals.

In Kuwait setzte Well Services das HiWAY* Flow-Kanal-Fracturing-Verfahren für sechs Bohrungen in einem Sandsteinreservoir mit hohem Schiefer- und Siltgehalt im Südosten des Landes ein. Die HiWAY-Technologie steigerte die Konduktivität und senkte zugleich den Wasser- und Stützmittelverbrauch, was zu einer Senkung des operativen Aufwands und zu einer vereinfachten Logistik beitrug. Obgleich die sechs Bohrungen mit konventionellen Stimulationssystemen behandelt wurden, die zu keiner Einleitung der Förderung nach der Behandlung führten, half die HiWAY-Technologie dem Kunden, Förderdurchflussraten zu erreichen, die die ursprünglichen Erwartungen um das Dreifache übertrafen.

In Oman setzte Completions die erste in das Rohr integrierte faseroptische DTS-Technologie (Distributed Temperature Sensing, beruhend auf dem Einsatz von verteilten Temperatursensoren) für PDO im Marmul-Feld ein. Aktuell profitierte das Marmul-Feld angesichts verbesserter Ölförderungsmethoden unter Verwendung eines Polymer-Flutungsverfahrens von der Kombination aus der DTS- und der Technologie auf Grundlage verteilter Akustiksensoren, die Tiefenmessungen ermöglichen, die zur Analyse von Einspritz- und Förderungsprofilen für die Konformität der Polymer-Flutung verwendet werden.

Im brasilianischen Offshore-Gebiet setzte Well Services die rohrstranggeführte CoilFLATE-Technologie* mit aufblasbarem Packer für Petrobras während einer Pfropf- und Außerbetriebsetzungskampagne im Campos-Becken ein. Die CoilFLATE-Technologie soll dazu dienen, die Packer an Ort und Stelle zu halten und eine verlässliche Hochdruckversieglung bei hoher Ausdehnungsrate bereitzustellen, die jeder chemischen Umgebung und Temperaturen von bis zu 190°C (375°F) widersteht. Zudem ermöglichten die ACTive DTS* verteilten Temperaturmessungen eine Echtzeitdatenerfassung im Bohrloch, dank derer ein Leck entdeckt wurde und in der Konsequenz drei Tage an überflüssigen Wiederherstellungsarbeiten für den erfolgreichen Abschluss der Operation vermieden werden konnten.

In Brasilien verwendete Well Services die Invizion RT*-Services für die Bohrlochintegrität in einer Bohrung für Repsol Sinopec Brasil im Ultratiefseebecken Campos. Invizion RT-Technologie führte zur Verbesserung der Zementierungsarbeiten im mittleren Landungsabschnitt, indem die Überwachung, Steuerung und Bewertung der Zementanbringung in Echtzeit ermöglicht wurde. Die Möglichkeit des Wegfalls von Abdichtungsarbeiten (Top-Of-Liner Squeeze Job) sowie zur Bestätigung der erfolgten Isolierung (top of isolation) ließen den Kunde mehr als 12 Stunden Bohrzeit einsparen.

In der Offshore-Region vor Angola verwendete Well Services eine Kombination von Technologien für Total Exploration & Production im Kaombo-Projekt. Tiefseequellen gehen mit der Herausforderung einher, unmittelbare wasserführende und kohlenwasserstoffführende Zonen mit Druckdifferenzen sowie Frakturgradienten bei engen Poren isolieren zu müssen. Losseal Microfracture* Technologie für mangelnde Zirkulation in Kombination mit der MUDPUSH-Abstandshalter-Gerätefamilie* bot optimale Schlammentfernung und sparte Bohrzeit während der Zementierungsmaßnahmen.

Auf dem US-Festland nutzte Well Services LiteCRETE* eine Aufschlämmung aus leichtgewichtigem Zement, um das neu entwickelte Ölförderrohr des Kunden mit Zement an der Oberfläche einer Bohrung im Lea County in New Mexico zu isolieren. LiteCRETE-Technologie besitzt eine außergewöhnliche Druckfestigkeit und Permeabilität nach dem Aushärten und bietet hervorragende Perforationsqualität, ohne dass dadurch die Zementintegrität reduziert wird. Durch die Eliminierung eines Rohrstrangs aus dem üblichen dreisträngigen Ansatz konnte der Kunde Kosten von ungefähr 500.000 US-Dollar sparen.

In Nordamerika ermöglichte das Schlumberger-Transformationsprogramm Verbesserungen bei der Zuverlässigkeit und der Leistungserbringung für die Geschäftstätigkeit von Well Services. Die Implementierung von RCM für Mischer und hydraulische Frakturierungspumpen zusammen mit einem umfassenden Mitarbeiterschulungsprogramm sparte mehr als 9 Millionen US-Dollar über den Zeitraum von 9 Monaten und reduzierte zudem nichtproduktive Zeiten im Zusammenhang mit dem Mischer um 64 Prozent. Die Nutzung prädiktiver Analysen hat die regionalen Supportzentren (Regional Support Centers) befähigt, seit September 2015 Anlagenprobleme bei Frakturierungspumpleistung-Endkomponenten vorherzusagen, die in Kombination mit anderen Maßnahmen fast 8 Millionen US-Dollar an Materialien und Betriebsmitteln eingespart haben. Weiterhin ermöglichte die Anwendung prädiktiver Analysen bei Felddaten aus 2014 die Entwicklung eines Pumpeninstandhaltungsprogramms (Pump Asset Care Program), dass RCM verwendet. Sobald dieses vollständig implementiert worden ist, erwarten wir, dass es die Betriebsmittelverfügbarkeit um 8 Prozent steigert und zu Einsparungen von 30 Millionen US-Dollar über den Zeitraum von drei Jahren führen wird.


Cameron Group

Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20160729005935/de

* Das erste Quartal 2016 und das zweite Quartal 2015 werden zu Vergleichszwecken auf Pro-Forma-Basis dargestellt.

Die Cameron Group erzielte einen Umsatz von 1,5 Milliarden US-Dollar und eine operative Marge vor Steuern von 16 Prozent. Der Umsatz, der zu 62 Prozent von den internationalen Märkten herrührte, wurde durch einen sinkenden Projekt-Auftragsbestand sowie durch eine weitere Abschwächung bei den Aktivitäten auf dem US-Festland beeinflusst, die vorwiegend die kurzfristigen Geschäfte der Valves & Measurement- und Surface-Produktlinien beeinträchtigte.

Die Umsatzrendite vor Steuern von 16 Prozent stieg gegenüber dem Vorquartal auf einer Pro-Forma-Basis trotz des Marktabschwungs. Befördert wurde dies durch die effektive Projektumsetzung der Produktlinien OneSubsea, Drilling und Process Systems.

Neue Auftragserteilungen und Projektstarts beeinflussten die Leistungsentwicklung der Cameron Group. Dazu gehörte eine Zahl an zusätzlichen Erfolgen für die OneSubsea, einem Schlumberger-Unternehmen.

Woodside Energy Ltd vergab an OneSubsea einen Vertrag über Ingenieurs-, Beschaffungs-, Integrations- und Bauleistungen (EPIC) für das Greater Enfield-Offshore-Projekt vor Australien mit einem Gesamtvolumen von etwa 300 Millionen US-Dollar. Der Vertrag schließt sechs horizontale SpoolTree*-Untersee-Bäume ein; sechs horizontale Bäume für das Graphersetzungssystem; sechs Multiphasen-Messgeräte; eine High-Boost-Dual-Pumpstation mit Hochspannungsmotoren; symbiotische, Außenwand-, Untersee-Steuerung und Vertrieb; Interventions- und Workover-Steuersysteme; Landing-Strang; und Installations- und Inbetriebnahmeleistungen

In Ägypten hat Belayim Petroleum Company (Petrobel) einen EPIC-Vertrag an OneSubsea mit einem Gesamtvolumen vom mehr als 170 Millionen US-Dollar für die Lieferung eines Unterseefördersystems für die erste Stufe des Zohr-Gasfelds vergeben, das sich in der Shorouk-Konzession vor der Küste Ägyptens befindet. Die Vergabe folgt auf eine beschleunigte Vorplanungsstudie (Front-End-Engineering-Design, FEED-Studie) durch OneSubsea, in der ein interdisziplinäres Team mit Eni und Petrobel zusammenarbeitete, um die unterseeische Anlagenarchitektur für dieses Feld mit einem hohen Gasvolumen und dem zweitgrößten Step-Out weltweit von mehr als 150 Kilometer zu entwickeln. Der Vertragsumfang schließt sechs horizontale SpoolTree*-Unterwasser-Bäume, Interventions- und Workover-Steuersysteme, Landing-Strang, Tie-in, hochleistungsfähiges Druckschutzsystem, Außenwand- und Unterseesteuerungen und Verteilung, die durch die faseroptische Kommunikationstechnologie ermöglicht wird, Wasserdetektion und Salzgehaltsüberwachung unter Verwendung des AquaWatcher*-Wasseranalysesensors, und Installations- und Inbetriebnahmeleistungen ein.

BP Exploration (Delta) Ltd. und die Partner Deutsche Erdoel AG haben an OneSubsea einen Auftrag zur Lieferung unterseeischer Fördersysteme für die ägyptischen Offshore-Felder West Nile Delta Giza/Fayoum und Raven vergeben Giza/Fayoum wird an die modifizierten Rosetta-Anlagen an Land zurück verbunden und mit einem neuen terrestrischen Werk für Raven integriert. Die Versorgung weit entfernter Gasfelder umfasst Unterseebäume mit großen Bohrungen, zahlreiche Systeme, zu denen unter anderem hochleistungsfähige Druckschutzsysteme, Anschlusssysteme und Steuersysteme gehören zusammen mit Projektentwicklung, Projektmanagement und Projekterprobung gehören.