Schlumberger: Ergebnisse des Gesamtjahres und des 4. Quartals 2016

- Der Umsatz im vierten Quartal lag bei 7,1 Milliarden US-Dollar und somit im Quartalsvergleich um 1 Prozent höher.
- Der Verlust je Aktie für das vierte Quartal, einschließlich Belastungen und Gutschriften von 0,42 je Aktie, betrug 0,15 US-Dollar.
- Die Gewinne je Aktie im vierten Quartal ausschließlich Belastungen betrugen 0,27 US-Dollar.
- Der Cashflow aus betrieblichen Aktivitäten im vierten Quartal betrug 2,0 Milliarden US-Dollar. Der freie Cashflow im vierten Quartal betrug 1,1 Milliarden US-Dollar.
- Der Cashflow aus betrieblichen Aktivitäten im Gesamtjahr betrug 6,3 Milliarden US-Dollar. Der Cashflow im Gesamtjahr betrug 2,5 Milliarden US-Dollar.
- Vierteljährliche Dividende von 0,50 US-Dollar je Aktie genehmigt

HOUSTON, Texas (USA) - (BUSINESS WIRE) - Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das Gesamtjahr 2016 und das vierte Quartal 2016 ausgewiesen.

„Das Umsatzwachstum von 1 % im vierten Quartal gegenüber dem Vorquartal war zurückzuführen auf starke Aktivität im Nahen und Mittleren Osten und in Nordamerika, was großteils durch anhaltende Schwäche in Lateinamerika und Rückgänge der saisonalen Aktivitäten in Europa, GUS und Afrika aufgewogen wurde.“


Gesamtjahresergebnisse

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

Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170127005218/de

*Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.
n. a. = nicht aussagekräftig

Die Umsätze für das Gesamtjahr 2016 in Höhe von 27,8 US-Dollar gingen gegenüber dem Vorjahr um 22 % zurück, trotz drei Quartalen Aktivitäten der Cameron Group, die Umsätze in Höhe von 4,2 Milliarden US-Dollar beitrugen. Ohne Berücksichtigung von Cameron gingen die konsolidierten Umsätze um 34 % zurück.

Das Betriebsergebnis vor Steuern für das Gesamtjahr 2016 von 3,3 Milliarden US-Dollar einschließlich des Beitrags der Cameron Group in Höhe von 653 Millionen US-Dollar nahm gegenüber dem Vorjahr um 50 % ab. Die konsolidierte Marge sank um 658 Basispunkte (bps) auf 11,8 %. Ohne Berücksichtigung von Cameron sank die konsolidierte Marge um 727 bps auf 11,1 %.


Ergebnisse des vierten Quartals

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

Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170127005218/de

*Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.
n. a. = nicht aussagekräftig

Paal Kibsgaard, Chairman und CEO von Schlumberger, sagte dazu: „Das Umsatzwachstum von 1 % im vierten Quartal gegenüber dem Vorquartal war zurückzuführen auf starke Aktivität im Nahen und Mittleren Osten und in Nordamerika, was großteils durch anhaltende Schwäche in Lateinamerika und Rückgänge der saisonalen Aktivitäten in Europa, GUS und Afrika aufgewogen wurde.

Bei den Geschäftssegmenten stand die Production Group bei den Umsatzsteigerungen im vierten Quartal an der Spitze. Sie konnte aufgrund vermehrter Hydraulic-Fracturing-Aktivitäten im Nahen und Mittleren Osten und auf dem nordamerikanischen Festland eine Steigerung um 5 % verzeichnen. Die Umsätze der Reservoir Characterization Group stiegen gegenüber dem Vorquartal aufgrund starker Aktivitäten bei Tests und Verfahren in Kuwait, die den saisonal bedingten Rückgang der Wireline-Aktivitäten in Norwegen und Russland übertrafen, um 1 %. Die Umsätze der Drilling Group blieben gegenüber dem Vorquartal unverändert, da die anhaltend starken Aktivitäten beim direktionalen Bohren auf dem nordamerikanischen Festland durch Rückgänge der Aktivitäten in Europa/GUS/Afrika und dem Nahen und Mittleren Osten und Asien aufgewogen wurden. Die Umsätze der Cameron Group blieben gegenüber dem Vorquartal ebenfalls unverändert, wobei das Wachstum bei OneSubsea und Surface Systems durch geringere Produktverkäufe bei Valves & Measurement und einen zurückgehenden Auftragsbestand bei Drilling Systems aufgewogen wurde.

Die operative Marge vor Steuern blieb mit 11,4 % gegenüber dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert, da Erhöhungen der Margen bei den Gruppen Production und Drilling durch Verkürzungen bei den Gruppen Cameron und Reservoir Characterization ausgeglichen wurden. In den letzten Quartalen haben wir es geschafft, unser Geschäft hinsichtlich Aktivitäten und Kapazitäten zu stabilisieren, und so konnten wir unsere Supportstruktur so verfeinern und reduzieren, dass sie den aktuellen Niveaus der Aktivitäten und Servicepreise entspricht. So konnten wir im vierten Quartal Restrukturierungsaufwendungen in Höhe von 536 Millionen US-Dollar verzeichnen. Wir konnten außerdem Gebühren in Höhe von 139 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit der Cameron-Integration und einen Verlust durch Währungsabwertung in Ägypten verzeichnen.

Wir behalten unsere konstruktive Perspektive auf die Ölmärkte bei, da die Straffung des Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage im vierten Quartal anhielt, wie an einem stetigen Rückgang der OECD-Bestände zu sehen ist. Dieser Trend verstärkte sich weiter durch die Vereinbarungen von OPEC- und Nicht-OPEC-Ländern im Dezember, die Produktion einzuschränken. Dadurch sollten mit gewisser Verzögerung die Bestandsrückgänge beschleunigt, eine weitere Steigerung der Ölpreise sowie verstärkte Investitionen bei E&P ermöglicht werden.

Wir gehen davon aus, dass beim Wachstum der Investitionen zunächst Betreiber auf dem nordamerikanischen Festland führend sein werden, wo anhaltende negative freie Cashflows eine geringere Einschränkung darzustellen scheinen, da externe Finanzierungen jederzeit möglich sind und die Realisierung kurzfristigerer Eigenkapitalwerte Vorrang gegenüber Full-Cycle-Rendite hat. Erhebungen der Ausgaben für E&P legen momentan nahe, dass die Investitionen in NAM-E&P 2017 um etwa 30 % steigen werden, vor allem im Permian-Becken. Dies sollte sowohl zu stärkeren Aktivitäten als auch zu einer seit Langem fälligen Erholung der Preise im Dienstleistungsbereich führen

Auf den internationalen Märkten konzentrieren sich die Betreiber mehr auf Full-Cycle-Renditen, und E&P-Investitionen werden im Allgemeinen von der Erzeugung des freien Cashflows durch die Betreiber bestimmt. Auf dieser Grundlage gehen wir davon aus, dass die Erholung der internationalen Märkte 2017 aufgrund der wirtschaftlichen Situation für die E&P-Branche langsamer beginnen wird. Dies wird wahrscheinlich zum dritten Jahr von Unterinvestitionen in Folge führen, mit einer anhaltend geringen Zahl neuer Projektgenehmigungen und einer Beschleunigung des Produktionsrückgangs an der älter werdenden Produktionsbasis. Durch die Gesamtheit dieser Faktoren erhöht sich die Wahrscheinlichkeit eines mittelfristig deutlichen Angebotsdefizits, was nur durch eine globale Steigerung der E&P-Ausgaben auf breiter Basis vermieden werden kann. Diese wird sich wahrscheinlich ab Ende 2017 und Anfang 2018 entwickeln.

Vor diesem Hintergrund und nach unablässigen Reduzierungen der Belegschaft, Kostenkürzungen und Restrukturierungsbemühungen während neun Quartalen in Folge freuen uns, dass wir den Fokus auf die Realisierung von Wachstum und der Verbesserung der Renditen wiederherstellen können. Beim Umgang mit diesem Geschäftsrückgang haben wir unsere Kosten- und Supportstruktur rationalisiert, die zugrundeliegende Effizienz und Qualität unserer Business-Workflows weiterhin gesteigert, unser Angebot durch die Aufrechterhaltung der Investitionen in R&E erweitert und eine Reihe strategischer Übernahmen vorgenommen. Dank der Kombination dieser Aktionen konnten wir unsere globale Marktposition während des Geschäftsrückgangs weiter stärken, so dass wir unserer gut etablierte Führungsposition bei Margen und Gewinnen sowohl in Nordamerika als auch in sämtlichen Teilen der internationalen Märkte ab jetzt aufrechterhalten und ausdehnen können.

Während die Steigerung der Gewinne weiterhin ein sehr wichtiger Finanzfaktor für uns ist, ist die Erzeugung von Full-Cycle-Bargeld von noch entscheidenderer Bedeutung, und hier bleiben wir in der Branche einzigartig. Während der letzten beiden Jahre dieses Geschäftsrückgangs haben wir einen freien Cashflow von 7,5 Milliarden US-Dollar erzeugt. Das ist mehr als bei allen unseren Hauptkonkurrenten zusammen. Außerdem konnten wir unseren Aktionären über Dividenden und Aktienrückkäufe 8,0 Milliarden US-Dollar zurückzahlen. Dies beweist deutlich die Full-Cycle-Stabilität von Schlumberger, die umsichtige Leitung unseres Unternehmens und die Stärke unserer Führungskapazitäten.”


Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 1,5 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 78,21 US-Dollar für insgesamt 116 Millionen US-Dollar zurück.

Am 5. Januar 2017 gab Schlumberger die Übernahme von Peak Well Systems, einem führenden Spezialisten für die Planung und Entwicklung moderner Downhole-Werkzeuge für Flusskontrolle, Bohrinterventionen und Integrität der Bohrlöcher, bekannt.

Am 19. Januar 2017 stimmte der Vorstand (das Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 US-Dollar je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 17. April 2017 an zum 15. Februar 2017 eingetragene Aktieninhaber.


Konsolidierter Gewinn nach geographischem Gebiet

(Angaben in Millionen US-Dollar)

Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170127005218/de

Die Umsätze im vierten Quartal in Höhe von 7,1 Milliarden US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um 1 %, wobei der Umsatz in Nordamerika um 4 % und der internationale Umsatz um 1 % stieg.


Nordamerika

In Nordamerika stiegen die Umsätze gegenüber dem Vorquartal aufgrund verstärkter Aktivitäten auf dem Festland um 4 %, während die Offshore-Aktivitäten zurückgingen. Ohne Berücksichtigung der Ergebnisse der Cameron Group erlebten die Umsätze auf dem Festland ein Wachstum im zweistelligen Bereich. Dies war zurückzuführen auf starke Hydraulic-Fracturing-Aktivitäten angesichts der Steigerung der Anzahl der Phasen und der höheren Aufnahme der Produkte und Services von Drilling & Measurements, Bit & Drilling Tools und M-I SWACO angesichts der Erhöhung der Anzahl der Bohranlagen. Bei den Umsätzen auf dem US-amerikanischen Festland konnte aufgrund höherer Aktivitäten und einer mäßigen Preiserholung ebenfalls ein Wachstum im zweistelligen Bereich verzeichnet werden, während die Umsätze im Westen Kanadas aufgrund einer winterlichen Steigerung der Aktivitäten zusätzlich zu mehr Verkäufen künstlicher Liftprodukte stark zunahmen. Die Umsätze stiegen außerdem aufgrund der Verkäufe von seismischen Multiclient-Lizenzen bei WesternGeco zum Jahresende, die im Vergleich zu früheren Jahren jedoch verhalten waren. Die Umsätze bei Valves & Measurement und Drilling Systems gingen zurück.


Internationale Gebiete

Die internationalen Umsätze stiegen im Vergleich zum Vorquartal um 1 %, vor allem aufgrund starken Wachstums im Gebiet Naher und Mittlerer Osten und Asien, das teilweise durch anhaltende Schwäche im Gebiet Lateinamerika und saisonal bedingte Rückgänge der Aktivitäten im Gebiet Europa/GUS/Afrika aufgewogen wurde.

Die Umsätze im Gebiet Naher und Mittlerer Osten und Asien stiegen gegenüber dem Vorquartal um 5 %. Dies lag vor allem an starken Aktivitäten bei Fracturing und Integrated Production Services (IPS) bei unkonventionellen Landressourcenentwicklungen und vermehrter Produktivität von Seismik-Crews auf dem saudi-arabischen Festland. Die Umsätze in Ägypten stiegen aufgrund vermehrter Perforierung, während sie in Katar durch verstärkte horizontale Logging-Arbeiten zunahmen. Diese Zunahmen wurden jedoch teilweise durch Rückgänge bei den Aktivitäten von Drilling & Measurements und Integrated Drilling Services (IDS) und geringere Verkäufe von Maschinen auf dem GeoMarket Indien aufgewogen, da Projekte abgeschlossen wurden und Bohrkampagnen sich verzögerten.

Die Umsätze im Bereich Lateinamerika gingen im Vergleich zum Vorquartal um 4 % zurück, vor allem auf dem GeoMarket Mexiko und Mittelamerika, wo Einschränkungen der Kundenbudgets zu einem starken Rückgang der Gesamtzahl der Bohranlagen führten. Dieser wirkte sich auf den Betrieb auf dem Land und vor der Küste aus und beeinträchtigte Projekte sowohl in der Tiefsee als auch in seichten Gebieten. Die Umsätze in Mexiko gingen nach den starken Meeres-Erhebungen und seismischen Multiclient-Lizenzverkäufen im letzten Quartal ebenfalls zurück. Die Umsätze in Argentinien nahmen ab, da die Arbeiten an der Entwicklung unkonventioneller Ressourcen durch ungünstige Wetterverhältnisse und andere Verzögerungen beeinträchtigt wurden. Diese Rückgänge wurden jedoch teilweise durch starke Bohr- und Projektaktivitäten auf dem GeoMarket Peru, Kolumbien und Ecuador gemindert, da die Anzahl der Bohranlagen nach einem Anstieg der Ölpreise um 46 % zunahm.

Die Umsätze im Gebiet Europa/GUS/Afrika nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 2 % ab, vor allem aufgrund des saisonal bedingten Abschlusses der Bohraktivitäten im Hochsommer in Russland und der Kampagnen von Explorationsservices in Norwegen, die sich auf alle Technologien auswirkten, insbesondere Wireline, Drilling & Measurements und M-I SWACO. Der GeoMarket Subsahara-Afrika trug zu dem Umsatzrückgang in dem Gebiet bei, da vor allem in Angola und im Kongo Bohranlagen abgebaut und Projekte abgeschlossen wurden. Diese Rückgänge wurden teilweise durch starke Projektaktivität und -ausführung bei OneSubsea aufgewogen.


Reservoir Characterization Group

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)

Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170127005218/de

Der Umsatz der Reservoir Characterization Group betrug 1,7 Milliarden US-Dollar. Dabei stammen 76 Prozent aus internationaler Geschäftstätigkeit. Die Umsätze waren aufgrund der Steigerung der Aktivitäten bei den Anlagen für frühe Produktion in Kuwait, vermehrter Wireline-Perforierungsaktivitäten in Ägypten, verstärkter horizontaler Logging-Arbeiten in Katar und erhöhter Umsätze aus Softwarelizenzen und Wartung um 1 % höher als im Vorquartal. Diese Auswirkungen wurden teilweise durch die saisonal bedingte Abnahme der Wireline-Aktivitäten in der nördlichen Hemisphäre aufgewogen.

Die operative Marge vor Steuern von 19 % nahm im Vergleich zum Vorquartal um 49 bps (Basispunkte) ab, da der erhöhte Beitrag von Software- und Wartungsumsätzen durch einen Rückgang der Wireline-Explorationsaktivitäten mit hoher Marge mehr als aufgewogen wurde.

Die Ergebnisse der Reservoir Characterization Group wurden im Laufe des Quartals durch eine Reihe von Projekten von Integrated Services Management (ISM), neuen Auftragsvergaben, Technologiebereitstellungen und Transformationseffizienzen verbessert.

In Ecuador stellte Schlumberger ISM für Petroamazonas EP und Sinopec bereit, um die Bohrungen für das Tiputini-Projekt zu optimieren. Die Technologie der mit polykristallinen Diamanten (Polycrystalline Diamond Compact, PDC) bestückten Bohrkronen des Typs ONYX* und die konische Diamantelementtechnologie des Typs Stinger* von Bits & Drilling Tools haben eine bessere Steuerbarkeit und Stabilität sowie längere und schnellere Durchgänge ermöglicht. Außerdem konnten mit dem Multifrequenz-Service Wireline Dielectric Scanner* für dielektrische Dispersion Wassermengen und Informationen zur Gesteinsstruktur gemessen werden, während mit dem Dual-Packer-Modul der Zeitabschnitt für das Tester-Tool für die Dynamik modularer Formationen MDT* isoliert werden konnte. Außerdem lieferten Hohlladungen für extra tiefe Penetration des Typs PowerJet Nova* erhöhte Effizienz. Der Kunde konnte die Gesamtbohrzeit von den erwarteten elf Tagen auf siebeneinhalb verkürzen, was geschätzten Kosteneinsparungen von 250.000 US-Dollar entsprach.

In Ägypten vergab die Belayim Petroleum Company (Petrobel), ein Joint Venture zwischen der Egyptian General Petroleum Corporation und IEOC Production B.V. einen Vertrag im Wert von 70 Millionen US-Dollar für technische Planung, Beschaffung, Bau, Auftragsvergabe und Betrieb einer Anlage für das Zohr-Gasfeld an Schlumberger Testing & Process. Die Anlage, deren Fertigstellung elf Monate nach dem Tag der Vergabe erwartet wird, wird während der ersten Projektphase eine beschleunigte Förderung von Gas ermöglichen. Außerdem nutzte Testing & Process eine Kombination von Technologien für Petrobel, um einen Fördertest der ersten Offshore-Einschätzungsbohrung der Zohr-Erschließung im Shorouk-Block abzuschließen. Gearbeitet wurde bei einer Wassertiefe von 1.450 m, und zur Fördertestkette zählte ein SenTREE-3*-Untersee-Testbaum in Verbindung mit der Muzic*-Technologie für drahtlose Telemetrie, durch die die Systeme SCAR* für die Entnahme von unabhängigem Inline-Reservoirfluid und Quartet* für Downhole-Reservoirtests aktiviert wurden. Durch den Einsatz der Bohrtest-Datenüberwachung in Echtzeit und Kooperations-Software Testing Manager* war eine Transientenanalyse und Optimierung des Bohrtestprogramms in Echtzeit möglich.

In Mexiko vergab Pemex ein Full-Azimuth-Meeresbodenkabel-Projekt über 2.400 Quadratmeter über das Canin-Suuk-Feld im seichten Campeche-Becken an WesternGeco. Das Feld befindet sich in einem Gebiet mit hoher Prospektivität innerhalb des Explorationsportfolios und erfordert aufgrund seiner komplexen Salztektonik neue seismische Technologie für bessere Bildgebung. Das Schiff WG Tasman von WesternGeco, das gerade für den Betrieb auf dem Meeresboden umgerüstet wurde, wird die seismische Multikomponenten-Meeresgrundtechnologie Q-Seabed* nutzen, deren System für eine einheitliche Koppelung in alle Richtungen konzipiert wurde. Die Erfassung begann im Jahr 2016 und wird etwa ein Jahr lang weiter laufen.

Vor der Küste Norwegens stellte Wireline eine Kombination von Technologien für Lundin Norway vor, um die schwierige Formationsgeologie zu bewältigen und die Betriebszeit einer Bohrung in der Barentssee zu verkürzen. Das mögliche Vorhandensein großer Hohlräume, die über seismische Bildgebung an der Oberfläche nicht sichtbar waren, erforderte den Einsatz von Bildgebung mit hoher Auflösung im Bohrloch, darum herum und darüber hinaus. Zu den Technologien gehörte das verteilte akustische Sensorsystem (Distributed Acoustic Sensing, DAS) hDVS mit einem Wireline-Kabel mit integrierten optischen Glasfasern, ein Downhole-Vibrator des Typs Z-Trac* und ein vielseitiger seismischer Imager des Typs VSI*, alles innerhalb eines einzigen Toolstrings. Dank der Daten, die durch die Downhole-Aktivierung des Vibrators und des Imagers gewonnen wurden, konnte der Kunde potenzielle Gefahren vor der Bohrspitze sehen und die Bohrrisiken mindern. Durch die DAS-Technologie konnte die Betriebszeit im Vergleich zu einer konventionellen VSP-Erfassung, die bis zu acht Stunden dauern kann, auf 30 Minuten gesenkt werden.

Vor der Küste der VAE setzte Testing & Process in den Feldern Hail und Gasha eine Kombination von Technologien für Al Hosn Gas ein. Zu der Kombination gehörte ein elektronischer Bohraufsatz für rohrgeförderte Perforierung des Typs eFire-TCP* und eine neue Perforierungskorrelations-Technologie, beide ermöglicht durch die Muzic*-Technologie für drahtlose Telemetrie. Die drahtlos ermöglichte Tiefenkorrelation war konsistent mit der herkömmlichen Wireline-Gammastrahlen- und Gehäuserand-Lokatormethode. Außerdem konnten über Echtzeit-Downhole-Daten Reservoireigenschaften besser bestimmt werden, die Bohrleistung während und nach dem Stimulieren beurteilt werden sowie Entscheidungen zu Downhole-Proben unterstützt und so das ursprüngliche Bohrtestprogramm um 18 Stunden verkürzt werden.

Dank des Transformationsprogramms waren Senkungen der Anzahl von Maschinen und der Kosten für die Zuverlässigkeit von Werkzeugen für Schlumberger möglich, indem Technology Lifecycle Management (TLM) genutzt wurde. In Saudi-Arabien implementierte Schlumberger zum Beispiel in seinem Middle East Center for Reliability and Efficiency (CRE, Zentrum für Zuverlässigkeit und Effizienz im Nahen und Mittleren Osten) in Dhahran ein neues Wartungssystem für Testing & Process Services, mit dem in den ersten drei Betriebsmonaten die Gesamtkosten von Maschinenreparaturen um 48 % gesenkt und die Turnaround-Zeit um 21 % verbessert werden konnte. In Australien setzte WesternGeco seine neu entwickelte Seeseismik-Energiequelle eSource auf der Amazon Conqueror für eine Multiclient-Erhebung ein. Die TLM-Methode bietet Verbesserungen der Zuverlässigkeit seismischer Quellen für alle WesternGeco-Quellen, darunter das eSource-Projekt. Es nutzt eine Erfassungstechnik, die auf der Grundlage hoher Zuverlässigkeit der Quellen eine maximale Betriebseffizienz gewährleistet. Von 2014 bis 2016 stieg die Zuverlässigkeit der WesternGeco-Quellen um 47 %.


Drilling Group

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)

Tabelle siehe: http://www.businesswire.de/news/de/20170127005218/de

Die Umsätze der Drilling Group in Höhe von 2,0 Milliarden, von denen 76 % aus den internationalen Märkten stammten, blieben gegenüber dem Vorquartal unverändert, da die anhaltend starken Aktivitäten beim direktionalen Bohren auf dem nordamerikanischen Festland durch geringere Bohraktivitäten in den internationalen Gebieten aufgewogen wurden. Die Verbesserung der Umsätze in Nordamerika rührten von verstärkter Aufnahme der Produkte und Services von Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools und M-I SWACO her. Die Abnahme der Umsätze in den internationalen Gebieten war auf den Abschluss von Projekten von Drilling & Measurement und IDS in Indien und im Irak zurückzuführen, während die Verlangsamung im Winter in Russland und Norwegen die Aktivitäten von Drilling & Measurements und M-I SWACO beeinträchtigte.

Die operative Marge vor Steuern von 12 % vergrößerte sich trotz der gleichbleibenden Umsätze im Vergleich zum Vorquartal um 81 bps. Dies lag an Preisverbesserungen aufgrund der stärkeren Aufnahme von Bohrtechnologien bei zunehmenden Aktivitäten auf dem US-amerikanischen Festland, die vor allem Drilling & Measurements und Bits & Drilling Tools betrafen. Die Marge bei IDS, M-I SWACO und Bits & Drilling Tools wurde außerdem als Folge der operativen Umsetzung sowie durch anhaltende transformationsbezogene Vorteile erweitert, während die Ressourcen an die Form der Gewinnung angepasst wurden.

Eine Kombination aus Projekten von IDS, Auftragsvergaben, dem Einsatz neuer Technologien und Transformationseffizienzen hat zur Leistung der Drilling Group im vierten Quartal beigetragen.

In der Region des Golfkooperationsrats (Gulf Cooperation Council, GCC) gelang IDS in den ersten drei Quartalen 2016 eine Verbesserung der Bohrleistung um 40 % im Vergleich zu nicht integrierten Bohrdiensten in ähnlichen Feldern. Die Verbesserung basiert auf den pro Stunde unterhalb des Bohrtisches gebohrten Fuß. Diese Leistung wurde durch eine Kombination aus Bohrtechnologien wie PowerDrive Archer* mit hoher Build-Rate und den steuerbaren Rotary-Systemen PowerDrive Xceed* für höhere Belastung zur Optimierung der Bohrzeiten bei horizontalen Bohrungen und während des Bohrens mit größerer Reichweite ermöglicht. Dazu gehörte die Verwendung von Analysen der betrieblichen Effizienz bei der Durchführung mehrerer Bohrungen mit RigHour* und die Software ROPO* zur Optimierung der Penetrationsrate, mit der die Bohrparameter zur Maximierung der Bohrleistung am Boden eingestellt werden können. Schlumberger kombinierte diese Technologien mit integrierten Workflows, die von in mehreren Bereichen arbeitenden Experten in den Drilling Technology Integration Centers in Saudi-Arabien und Abu Dhabi gemanagt wurden, um die Kosten sowohl für das Bohren als auch für die Gesamtentwicklung zu senken.

In Norwegen vergab Statoil einen Achtjahres-Vertrag mit optionalen Zeiträumen an Schlumberger, um integrierte Services für die Realisierung von Bohrungen für eine seiner Hubinseln des Typs Cat-J zu liefern, die für den Betrieb unter den harten Bedingungen und seichten Bohrungen des Norwegischen Kontinentalsockels gebaut wurden. Schlumberger wird die Planung und Durchführung für direktionales Bohren, Messungen und Logging beim Bohren, Mud Logging, Bohr- und Fertigstellungsfluide, Zementierung, Pumpen, Slot-Gewinnung und -Fischen, elektrisches Wireline-Logging, Abfallentsorgung, Fertigstellung, mechanische Downhole-Isolierung, mechanische Bohrlochspülung und rohrgeförderte Perforierung für das Satellitenfeld Gullfaks übernehmen. Die Aufnahme des Betriebs ist für dieses Jahr geplant.

Im norwegischen Teil der Nordsee nutzte Drilling & Measurements den Service GeoSphere* für Reservoirkartierung beim Bohren für ExxonMobil, um ein komplexes injektives Reservoir zu kartieren und effektiv in angepeilte Sande im Balder-Feld zu geosteuern. Angesichts zweier Ziele – der Vermeidung kostenaufwendiger Pilotbohrungen bei Erschließungsbohrungen, die oft nicht genügend Informationen geliefert haben, um die Bohrungen der Förderunternehmen zu ermöglichen, sowie der Vermeidung der Platzierung des Gehäuses in dünnen injektiven Sanden – konnte der obere Teile der massiven Sande mit der GeoSphere-Technologie ab einer vertikalen Gesamttiefe von mehr als 20 Metern oben kartiert werden und der Öl-/Wasser-Kontakt bei der Platzierung des 12 ¼-Zoll-Abschnitts vor der Penetration des Reservoirs ermittelt werden. Für den 8 ½-Zoll-Abschnitt des Reservoirs konnte der Kunde eine Geosteering-Strategie vor der Bohrspitze planen, indem er die Ergebnisse der seismischen Interpretation und der GeoSphere-Kartierung kombinierte, und erhöhte damit die Produktivität der Bohrungen.

Im Westen von Texas nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien, um einen neuen Rekord bei der Bohrleistung für einen Betreiber im Permian-Becken aufzustellen. Beim Zusammenbauen an der Bohrlochsohle wurden die steuerbaren Rotary-Systeme des Typs PowerDrive Orbit* genutzt, um das direktionale Bohren zu optimieren, sowie ein Hochleistungs-Bohrmotor des Typs DynaForce*, der an der Bohrspitze das größte Drehmoment bietet und konventionelle Motoren beim Bohren großer Volumen übertrifft. Außerdem ermöglichte der wiedergewinnbare MWD-Service SlimPulse* Richtungs-, Neigungs-, Toolface- und Gammastrahlungsmessungen in Echtzeit für Schlamm-Puls-Telemetrie. Der Kunde führte eine Lateralbohrung von 7.814 Fuß in weniger als 22 Stunden durch. Damit wurde der bisherige Rekord bei der Gesamtlänge im Permian-Becken um 47 % übertroffen. Infolgedessen konnte der Kunde die Bohrzeit im Vergleich zu einer früheren Lateralbohrung um 18 Stunden verkürzen.

In Ecuador wurde ein steuerbares Rotary-System des Typs PowerDrive X6* von Drilling & Measurements mit individuell angepassten Smith-PDC-Bohrspitzentechnologien für Orion Energy eingesetzt, um die Bohrleistung für eine Bohrung im Ocano-Feld zu erhöhen. Mit Fern-Support von Experten im Drilling Technology Integration Center bohrte das Einsatzteam 6.400 Fuß des 16-Zoll-Bohrabschnitts in 30 Stunden und erhöhte damit die Penetrationsrate (Rate of Penetration, ROP) auf 201 Fuß/Stunde – im Vergleich zu 136 Fuß/Stunde eine Steigerung um 48 %. Infolgedessen konnte der Kunde durch den Abschluss des Bohrabschnitts zwei Tage früher als ursprünglich geplant Bohrkosten von rund 100.000 US-Dollar einsparen.

In Ägypten nutzte Drilling & Measurements den Service GeoSphere* für Reservoirkartierung beim Bohren für die Belayim Petroleum Company (Petrobel), ein Joint Venture zwischen der Egyptian General Petroleum Corporation und der IEOC Production B.V., um eine Pilotbohrung im Abu-Rudeis-Feld unnötig zu machen. Aufgrund einer Diskordanz im obersten Bereich des erdölführenden Sandsteins war zunächst eine Probebohrung erforderlich, um die zwischenzeitliche Gehäusetiefe zu bestimmen, während unter Druck stehende Schieferschichten oberhalb der Zielzone ein hohes Schlammgewicht erforderten, durch das die Penetration des Zielsandes aufgrund potentieller Verluste durch Schlammzirkulierung schwierig wurde. Die GeoSphere-Technologie nutzte tiefe direktionale elektromagnetische Messungen, um Details zur Bettung unter der Oberfläche und zum Fluidkontakt mehr als 100 Fuß von der Bohrung entfernt zu zeigen. So konnte mit der geologischen Unsicherheit und mit den Bohrrisiken umgegangen werden. Da die Probebohrung unnötig wurde, konnte der Kunde rund 1,8 Millionen US-Dollar sparen.

In Russland nutzte Bits & Drilling Tools eine Kombination von Bohrspitzentechnologien für LLC LUKOIL-Komi, eine Tochterproduktionsfirma von PAO LUKOIL, um vier Bohrspitzen unnötig zu machen und den ROP bei einer Ausgleichsbohrung im Kyrtaelskoye-Feld in der Region Timano-Pechora zu erhöhen. Mit der rollenden PDC-Cutter-Technologie ONYX 360* konnte die Haltbarkeit der Bohrspitzen aufgrund der 360°-Rotation erhöht werden, während die konischen Diamantelemente des Typs Stinger* herausragende Schlagfestigkeit und Abnutzungsbeständigkeit in dieser harten und äußerst rauen Sandformation ermöglichten. Außerdem wurde der steuerbare Motor PowerPak* von Drilling & Measurements aufgrund seines modularen Konstruktionsdesigns an die Bohrumgebung angepasst. Infolgedessen erzielte der Kunde einen durchschnittlichen ROP von 9,3 m/h, eine Steigerung um 40 % im Vergleich zum bei Ausgleichsbohrungen erzielten maximalen ROP. Außerdem konnte der Kunde fünf Betriebstage einsparen, da der 8 5/8-Zoll-Abschnitt in 15 statt den erwarteten 20 Tagen gebohrt wurde.