Schlumberger Ltd.: Finanzergebnisse des 3. Quartals 2017

Die Umsätze der Drilling Group stiegen mit 2,1 Mrd. USD, von denen 73 % aus internationalen Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 1 %. Die Umsätze im Zusammenhang mit Richtungsbohrungen auf dem nordamerikanischen Festland waren höher, da sich die Drehsteuersysteme PowerDrive Orbit und etliche fortschrittliche Bohrtechnologien zur Bohrung längerer Verzweigungen weiterhin einer großen Nachfrage erfreuten. Die internationalen Umsätze gingen jedoch zurück, da vermehrte IDS-Aktivitäten in Saudi-Arabien und der Beginn eines IDS-Projekts in Italien durch den Abschluss wichtiger IDS-Projekte in Mexiko und im Irak im Vorquartal, die erst Anfang 2018 wieder aufgenommen werden, mehr als aufgewogen wurden.

Die Betriebsmarge vor Steuern war mit 14 % im Wesentlichen unverändert gegenüber dem Vorquartal, da das größere Volumen und die verbesserte Preisgestaltung infolge der stärkeren Aufnahme von Technologien von Drilling & Measurements sowie Bits & Drilling Tools auf dem nordamerikanischen Festland durch die geringere Rentabilität bei IDS infolge des Abschlusses wichtiger internationaler Projekte aufgehoben wurden.

Die Ergebnisse der Drilling Group im dritten Quartal wurden durch das gesamte Technologiesortiment gestärkt. Dieses umfasst integrierte Bohrsysteme, Bohrlochwerkzeuge, Bohrspitzen und Bohrflüssigkeiten. Diese Technologien haben Kunden bei der Überwindung von technischen Schwierigkeiten, der Steigerung der Betriebssicherheit und der Senkung von Kosten geholfen.

Auf dem nordamerikanischen Festland brach Schlumberger weitere Bohrrekorde. Drilling & Measurements nutzte eine Kombination aus verschiedenen Technologien für Eclipse Resources, um die längste horizontale Seitenbohrung auf dem Festland vorzunehmen. Die 19.630 Fuß lange „Superlateralbohrung“ im Utica-Schiefer wurde in 121 Stunden erstellt und verzeichnete eine Gesamtbohrgeschwindigkeit (ROP) von 162 Fuß/Std. Diese Bohrung übertrifft den vorherigen Längenrekord, der ebenfalls von Eclipse gehalten wurde, um 158 Fuß und wurde um 37 % schneller vorgenommen als jene. Die in einem einzigen Bohrdurchgang realisierte Superlateralbohrung verhalf dem Kunden zu Einsparungen beim Gesamtaufwand, indem die Anzahl der zur Erschließung des Reservoirs erforderlichen horizontalen Penetrationen gesenkt wurde. Die Technologien umfassten das Drehsteuersystem PowerDrive Orbit und den TeleScope*-Service für Hochgeschwindigkeitstelemetrie während des Bohrvorgangs in Kombination mit einem speziell angefertigten PDC-Meißel aus polykristallinen Diamantplättchen von Smith Bits.

In New Mexico wurde die Technologie AxeBlade* mit gezahnten Diamantmeißeln von Bits & Drilling Tools in einer Bohrung für Matador Resources im Wolfcamp-Schiefergelände eingesetzt. In der Vergangenheit waren Durchgänge mit einem Bohrkopf in diesem Gelände bis zum Ablenkpunkt nicht einmal in 20 % der Versuche erfolgreich. Die AxeBlade-Technologie bietet mehr Effizienz beim Schneiden und bei der Wärmeableitung sowie bessere Schlagfestigkeit dank einer dickeren Diamantschicht. Mit dieser Technologie konnte der Abschnitt in einem einzigen Durchgang mit einer Steigerung der ROP um 35 % gegenüber dem Durchschnittswert dieses Kunden im Jahr 2016 gebohrt werden.

Auf dem nordamerikanischen Festland steigerte Bits & Drilling Tools für Cimarex die ROP um 57 % im STACK-Meramec-Gelände. Mit einer Kombination aus dem AxeBlade-Meißel mit gezahnten Diamantelementen und dem Drehsteuersystem PowerDrive Orbit von Drilling & Measurements wurde die schnellste Seitenbohrung in der Länge einer Meile in dieser Formation gebohrt.

In Kolumbien nutzte Bits & Drilling Tools die rollende PDC-Cutter-Technologie ONYX 360* für Equion Energy, um Bohrschwierigkeiten im Llanos-Becken zu überwinden. Die Technologie ONYX 360 ergab eine erhöhte Haltbarkeit des Meißels während des Bohrvorgangs über drei verschiedene Druckfestigkeitsformationen. Die ROP war 3,5-mal so hoch wie bei Offset-Durchläufen in denselben Formationen. Der Kunde sparte in der Folge nahezu 3 Mio. USD bei den Betriebskosten.

In Russland setzte Bits & Drilling Tools die Technologie Direct XCD* mit bohrfähigen Leichtmetallrohren in einer Bohrung für LUKOIL-Komi ein, um die Bauzeit für das Bohrloch im Bayandyskoe-Feld zu reduzieren. In einer früheren Offset-Bohrung ergaben sich durch das Aufquellen des Schiefers Probleme mit der Stabilisierung des Bohrlochs, sodass die Bohrung aufgrund umfangreicher Erweiterungsbohrungen erst in 20 Tagen fertiggestellt werden konnte. Die Meißeltechnologie Direct XCD trug dazu bei, dass diese Bohrung in nur 4 statt in 20 Tagen vorgenommen werden konnte.

Im Offshore-Bereich in Indonesien konnte Kangean Energy Indonesia dank Bits & Drilling Tools in einer vertikalen Explorationsbohrung in der Tiefsee im Prospektionsgebiet South Saubi Bohrkosten in Höhe von mehr als 1,4 Mio. USD einsparen. Durch das System Rhino RHE* mit zwei Räumern für Engbohrlöcher konnte der Kunde 57 Betriebsstunden einsparen.

Im norwegischen Sektor der Nordsee nutzte M-I SWACO kombinierte Technologien, sodass Aker BP ASA in einer Bohrung im Valhall-Feld 41 Bohrtage einsparen konnte. Bei den Technologien handelte es sich um das hochleistungsfähige Wasser-in-Öl-Spülsystem RheGuard* zur Optimierung der Lochsäuberung und das WARP-Konzentrat auf Ölbasis zur Optimierung der Zementierungsarbeiten. Derselbe Kunde erreichte zudem einen neuen Rekord im Ivar-Aasen-Feld, wo er mit dem Spülsystem RheGuard bohrte und ein 9,625-Zoll-Rohr bei einer durchschnittlichen Geschwindigkeit von mehr als 300 m/Std. auf Gesamttiefe verlegte.


Production Group

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis

Veränderung

30. Sept. 2017

30. Juni 2017

30. Sept. 2016

gegenüber Vorquartal

gegenüber Vorjahr

Umsatz

2.876 USD

2.496 USD

2.104 USD

15 %

37 %

Betriebsgewinn vor Steuern

283 USD

221 USD

91 USD

28 %

212 %

Betriebsmarge vor Steuern

9,8

%

8,9

%

4,3

%

97 bps

552 bps

Die Umsätze der Production Group stiegen mit 2,9 Mrd. USD, von denen 53 % aus internationalen Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 15 % aufgrund des fortlaufenden Gewinns von Marktanteilen im Fracking-Bereich auf dem nordamerikanischen Festland sowie vermehrter Aktivitäten bei Projekten zu unkonventionellen Ressourcen im Nahen Osten. Auf dem nordamerikanischen Festland stieg der Umsatz im Fracking-Bereich infolge des vermehrten Neueinsatzes der Flotte, des Gewinns von Marktanteilen und besserer Preise um 42 % an. Diese Steigerung übertraf die Zunahme von 22 % der Anzahl Phasen auf dem Gesamtmarkt. In den vergangenen sechs Monaten hat das Unternehmen die Anzahl aktiver Fracking-Flotten auf dem nordamerikanischen Festland mehr als verdoppelt und hat nun praktisch alle verfügbaren Kapazitäten erneut im Einsatz. SPM wies zudem eine Steigerung gegenüber dem Vorquartal aufgrund vermehrter Projektaktivitäten in Ecuador und auf dem nordamerikanischen Festland aus.

Die Betriebsmarge vor Steuern stieg mit 10 % gegenüber dem Vorquartal um 97 bps aufgrund der vermehrten Aktivität und der besseren Preisgestaltung auf dem Festland in Nordamerika, während der Neueinsatz mehrerer Flotten im dritten Quartal vorübergehende Kosten und Ineffizienzen in den Feldbetrieben und im Vertriebsnetz verursachte. Die Marge wurde aufgrund der zunehmenden Vorteile aus der vertikalen Integration der Lieferkette im Fracking-Geschäft erhöht.

Die Ergebnisse der Production Group profitierten vom Einsatz einer Reihe neuer Technologien.

In North Dakota nutzte Well Services zur Kontrolle der Abbruchgeometrie den Dienst BroadBand Shield* bei der Stimulation von Bohrlöchern für Whiting Petroleum, von denen drei zu den zehn förderreichsten Bohrungen gehören, die im zweiten und dritten Quartal 2017 im Bakken-Schiefer fertiggestellt wurden. Bei BroadBand Shield werden multimodale Diverterelemente zur Kontrolle der Abbruchgeometrie eingesetzt, sodass das Risiko eines Aufbrechens in unerwünschte Zonen minimiert wird. Die mit dieser Technologie behandelten Bohrlöcher benötigen kleinere Frakturbehandlungen, sodass Kosten optimiert werden und Kunden schneller zur Förderung von Kohlenwasserstoffen übergehen können.

In Louisiana setzte Well Services den Aufbrechdienst BroadBand Sequence* für Aethon Energy ein und erreichte bei einem Bohrloch im Haynesville-Schiefer eine Förderung im obersten Quartil, nachdem ein Block mit vier Bohrlöchern stimuliert worden war. Mittels BroadBand Sequence wurden Tabletten zur Förderung von Umleitungen und zur Stimulierung aller Perforations-Cluster eingebracht, und durch eine Druckanalyse wurde die Stimulation über den perforierten Abschnitt überprüft. In der Folge vergab Aethon Energy den Auftrag an Schlumberger, mit einer speziellen Fracturing-Flotte 100 % der Abschlussarbeiten in diesem Gebiet vorzunehmen.

In China setzte Well Services die BroadBand*-Dienste zur Fertigstellung unkonventioneller Lagerstätten für die PetroChina Changqing Oilfield Company (PCOC) bei Erdöl- und Erdgasbohrungen im Ordos-Becken ein. Mit der BroadBand-Technologie wurden die Schwierigkeiten im Zusammenhang mit der Fertigstellung nach einem herkömmlichen Geometrieansatz überwunden, bei denen ein Teil der Perforations-Cluster und Fracking-Netze nichts zur Förderung beitrug. Durch die BroadBand-Dienste wurde die Förderung im Vergleich zu herkömmlich behandelten Offset-Bohrungen in drei Gasbohrungen um bis zu 142 % und in einer Ölbohrung um 300 % gesteigert. Darüber hinaus sparte der Kunde in zwei unverrohrten Abschlüssen ohne Packer- und Hülsensystem ca. 150.000 USD.

In Oklahoma setzte Artificial Lift Services den Managementdienst Lift IQ* für den Produktionslebenszyklus sowie eine speziell angefertigte elektrische Tauchpumpe (ESP) für Chesapeake Energy ein, um die durchschnittliche ESP-Laufzeit in vier horizontalen Bohrungen um 181 % zu erhöhen. Das Feld zeichnet sich durch rasche Produktionsrückgänge, Förderung von Feststoffen und Fraktionen mit hohem Gasvolumen aus. Durch den Einsatz neu konzipierter ESP mit Bohrlochsensoren konnte die Laufzeit von 118 Tagen auf 332 Tage erhöht werden.

In Kolumbien setzte Artificial Lift Solutions das elektrische Tauchpumpensystem REDA Maximus* für einen Kunden ein, um die Förderung in einem rauen Bohrloch im Llanos-Becken von 11.800 auf 21.000 bbl/Tag zu steigern. Außerdem steigerte das ESP-System Maximus die ESP-Laufzeit von durchschnittlich 72 Tagen auf 797 Tage, indem die Häufigkeit von Bohrlocheingriffen und Ausfälle durch Abnutzung aufgrund der Förderung vieler Feststoffe minimiert wurden. Das neue Förderniveau übertraf das Förderziel für diese Bohrung um 33 %.

Im Offshore-Bereich in Russland führte Well Services den Service OpenPath Sequence* zur Stimulation von Umleitungen für Lukoil-Nizhevolzhskneft im Korchagina-Feld ein. Die viskoelastische Umleitungsflüssigkeit VDA* wurde ebenfalls zur Umleitung von Behandlungsflüssigkeiten in Zonen mit geringerer Injektivität und zur Stimulation der Karbonatformation eingesetzt. Außerdem konnte durch die MSR*-Technologie zur Entfernung von Schlamm und Schluff der Filterkuchen beseitigt und die Permeabilität in den Sandsteinformationen wiederhergestellt werden. Eine erhebliche Verbesserung des Injektivitätsindex wurde infolge dieser Matrixstimulationsbehandlung erreicht.

Im norwegischen Sektor der Nordsee nutzte Schlumberger die Technologie Metalmorphology* für Dichtungen und Verankerungen von Metall auf Metall, wodurch für einen Kunden fünf Bohrtage in einem instabilen Bohrloch eingespart werden konnten. Instabilitätsprobleme mit Bohrungen kommen im Feld häufig vor, und dieser 3.604 m lange Abschnitt enthielt eine offene Bohrung über 728 m, die sehr wahrscheinlich Zugangsschwierigkeiten bereitet hätte. In der speziell angefertigten Auskleidung wurde die Metalmorphology-Technologie eingesetzt, um nicht ein langes und schweres Futterrohr einsetzen zu müssen, das ein enorm hohes Drehmoment benötigt hätte, sodass das Ausräumen erschwert worden wäre. Die Metalmorphology-Technologie machte es möglich, dass der Betreiber den untersten Teil des Futterrohrs als Auskleidung am Bohrgestänge anbringen konnte, um den Einschränkungen im Bohrloch zu entsprechen und die Zieltiefe in einem Durchgang zu erreichen.


Cameron Group

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis

Veränderung

30. Sept. 2017

30. Juni 2017

30. Sept. 2016

gegenüber Vorquartal

gegenüber Vorjahr

Umsatz

1.297 USD

1.265 USD

1.341 USD

3 %

–3 %

Betriebsgewinn vor Steuern

194 USD

174 USD

215 USD

11 %

–10 %

Betriebsmarge vor Steuern

14,9

%

13,8

%

16,0

%

116 bps

–110 bps

Die Umsätze der Cameron Group stiegen mit 1,3 Mrd. USD, von denen 55 % aus internationalen Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 3 %, was auf mehr Produktverkäufe im Bereich Surface Systems auf dem nordamerikanischen Festland in Übereinstimmung mit der steigenden Anzahl Bohrungen zurückzuführen ist. Das Wachstum auf dem nordamerikanischen Festland wurde jedoch durch geringere internationale Aktivitäten bei Drilling Systems und OneSubsea teilweise aufgehoben.

Die Betriebsmarge vor Steuern erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal um 116 bps auf 15 %, hauptsächlich aufgrund steigender Rentabilität infolge von mehr Produktverkäufen und besserer Preisgestaltung in den Bereichen Surface Systems und Valves & Measurement auf dem nordamerikanischen Festland.

Die Ergebnisse der Cameron Group für das Quartal beinhalteten die nachfolgenden Höhepunkte.

In Indien vergab Reliance Industries Limited einen EPC-Auftrag (Engineering, Procurement and Construction bzw. Planung, Beschaffung und Bau) an OneSubsea für die Bereitstellung eines Unterwasserfördersystems (SPS-Paket) für das Offshore-Projekt R Cluster im Golf von Bengalen. Der Auftrag beinhaltet Förderbäume, untermeerische Sammelleitungen, ein Leitsystem, ein Anbindesystem, Multiphasenmesser, Interventionswerkzeuge und Testgeräte. Der Auftrag umfasst zudem Supportleistungen für die Installation und Inbetriebnahme sowie Leistungen während der Förderdauer des Feldes. Der Auftrag wurde im Juli formalisiert, die Bereitstellung der Gerätschaften soll ab Mitte 2018 erfolgen.

OneSubsea und 3D at Depth sind eine strategische Kooperationsvereinbarung eingegangen. Die Vereinbarung erlaubt den beiden Unternehmen die gemeinsame Bewerbung der LiDAR-Technologie (Lichterkennung und -messung) von 3D at Depth durch Nutzung der globalen Ressourcen und Einrichtungen von OneSubsea. Die auch als Lasererfassung bekannte LiDAR-Technologie wird zur Erhebung von Daten eingesetzt, um präzise 3D-Modelle zu erstellen, die Kunden für die Optimierung untermeerischer Betriebe und für Effizienzsteigerungen über die gesamte Wertschöpfungskette hinweg nutzen können.

Drilling Systems hat einen Auftrag zur Bereitstellung des ersten untermeerischen Druckverstärkers (SPI) für Seadrill erhalten. Der SPI von Cameron ist eine platzsparende und wirtschaftliche Lösung, durch die Kunden die in Akkumulatoren unter Wasser gespeicherte Kontrollflüssigkeit nutzen können, um den Arbeitsdruck von herkömmlichen 5.000 psi auf 7.500 psi zu erhöhen.

Drilling Systems hat einen Rahmendienstleistungsvertrag mit Weatherford Drilling International für deren Flotte an Blowout-Preventern (BOP) von Cameron auf Grundlage des Festpreisreparaturprogramms unterzeichnet. Dieser Vertrag sieht stabile Preise und ein vorhersehbares Budget für die Reparatur und erneute Abnahme einer BOP-Flotte vor. Durch die Normierung dieser Vorgänge kann Cameron die Auslastung in den Reparaturwerkstätten besser planen und den Bedarf an Ersatzteilen besser vorausberechnen, wodurch sich sowohl Zykluszeiten als auch die Terminerfüllung verbessern lassen.


Finanzübersicht

Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und (Verlust-)rechnung
(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
		Drittes Quartal				Neunmonatszeitraum
Zeiträume bis zum 30. September		2017		2016		2017		2016
Umsatz		7.905 USD		7.019 USD		22.261 USD		20.703 USD
Zinsen und sonstige Erträge		64		54		172		153
Ausgaben
Umsatzkosten (1)		6.797		6.291		19.343		18.216
Forschung und technische Entwicklung		189		253		595		750
Gemeinkosten		115		92		323		305
Wertminderungen und Sonstiges (1)		-		-		510		2.573
Fusion und Integration (1)		49		88		213		272
Beteiligung		142		149		422		431
Gewinn/(Verlust) vor Steuern		677 USD		200 USD		1.027 USD		(1.691) USD
Steuern auf Erträge/(Verluste) (1)		121		10		269		(259)
Nettogewinn/(-verlust)		556 USD		190 USD		758 USD		(1.432) USD
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen		11		14		9		50
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn/(-verlust) (1)		545 USD		176 USD		749 USD		(1.482) USD
Verwässerter Gewinn/(Verlust) je Aktie von Schlumberger (1)		0,39 USD		0,13 USD		0,54 USD		(1,10) USD
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien		1.385		1.392		1.388		1.345
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung		1.392		1.401		1.395		1.345
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)		956 USD		998 USD		2.931 USD		3.078 USD

(1)		Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.
(2)		Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und der Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.