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Schlumberger gibt Ergebnisse des ersten Quartals 2018 bekannt

27.04.2018 | 22:45 Uhr | Business Wire
- Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 974 Millionen US-Dollar nahm gegenüber dem
- Der Ertrag pro Aktie betrug 0,38 $
- Der Cashflow aus betrieblichen Tätigkeiten betrug 568 Millionen USD

PARIS (BUSINESS WIRE) - Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das erste Quartal 2018 ausgewiesen.

Tabelle siehe: https://www.businesswire.de/news/de/20180427005926/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, kommentierte: „Wie prognostiziert reflektierten unsere Ergebnisse im ersten Quartal 2018 größtenteils vorübergehende Faktoren, mit saisonalen Aktivitätsrückgängen in der nördlichen Hemisphäre und geplanten Projektstartupkosten, einschließlich der Ausrüstungsmobilisierung, -reaktivierung und -neuverwendung im Zusammenhang mit den letzten Auftragseingängen.

„Die zugrundeliegenden internationalen Geschäfte begannen das Jahr gut, da die Geschäftseinheiten im Mittleren Osten, in der Nordsee und in Russland alle im Rahmen unserer Aktivitätserwartungen für das erste Quartal geblieben sind, während die Aktivitätsergebnisse in Asien durch fortlaufende Schwäche in Lateinamerika und Afrika ausgeglichen wurden.

„Auf dem Land in Nordamerika wuchs unser Bohrdienstleistungsgeschäft weiterhin, vorangetrieben durch eine starke Nachfrage für horizontale Bohrtechnologien. Auch der Umsatz stieg, dank der Steigerung der Aktivität in Kanada. Jedoch wurde das Druckpumpgeschäft auf dem Festland in den USA durch eine schwächer als erwartet ausfallende Aktivität sowie durch niedrigere Preisgestaltung, Ineffizienz, steigende Lieferkettenkosten und Herausforderungen in der Bahnlogistik beeinträchtigt. Dessen ungeachtet setzten wir weiterhin Frackingvermögenswerte ein, einschließlich Ausrüstung aus unserer neu erworbenen Kapazität. Wir gehen davon aus, dass der US-Markt für Fracking auf dem Festland sich im zweiten Quartal verbessert, sowohl in Hinsicht auf die Preisgestaltung als auch die Betriebseffizienz, und daher führen wir unser aggressives Flottenreaktivierungs- und Wiederinbetriebnahmeprogramm fort.

„Unter den Geschäftssegmenten wurde der Umsatzrückgang im ersten Quartal durch die Cameron Group getrieben. Die Erträge sanken aufgrund saisonal geringerer Projektvolumina und reduzierter Produktverkäufe im Vergleich zum Vorquartal um 7 %. Der Umsatz der Reservoir Characterization Group sank um 5 % im Vergleich zum Vorquartal wegen des saisonalen Rückgangs des Umsatzes bei SIS Software und seismischen WesternGeco-Lizenzen für mehrere Kunden. Die Umsätze der Bohrgruppe und der Produktionsgruppe waren im Vergleich zum Vorquartal 2 % bzw. 4 % niedriger, auch als Ergebnis des saisonalen Rückgangs der Aktivität in der nördlichen Hemisphäre.

„Angesichts des weltweiten Ölmarktes bestätigt das Fehlen von weltweiten Bestandszuwächsen im ersten Quartal, unterstützt durch die von der OPEC und von Russland geführten Produktionssenkungen, dass der Ölmarkt ausgeglichen ist. Wichtiger noch: nach drei Jahren ununterbrochenen dramatischen Unterinvestments bei E&P-Ausgaben zeigte die weltweite Produktionsbasis erstmals die erwarteten Schwächezeichen mit erkennbaren Produktionsrückgängen im Jahresvergleich in Ländern wie Angola, Norwegen, Mexiko, Malaysia, China und Indonesien. Während die Produktion von Libyen und Nigeria an der Kapazitätsgrenze ist, sich die venezolanische Produktion im freien Fall befindet, neue Sanktionen gegen den Iran denkbar sind und die geopolitischen Risiken zunehmen, sind die einzigen Hauptquellen des kurzfristigen Angebotswachstums zum Ausgleich des weltweiten Produktionsrückgangs und der starken weltweiten Nachfrage Saudi-Arabien, Kuwait, die VAE, Russland und die US-amerikanische Schieferölindustrie. Jedoch kommt es zu Herausforderungen bei US-amerikanischem Schieferöl in Verbindung mit Infill-Bohrungs-Well-to-Well-Interferenz, der potenziell geringeren Produktion von Step-Out-Bohrungen aus Stufe-1-Flächen und erheblichen Infrastrukturbeschränkungen. Es wird daher zunehmend wahrscheinlich, dass die Branche mit wachsenden Angebotsherausforderungen im Verlauf des kommenden Jahres konfrontiert wird und dass eine bedeutende Steigerung des weltweiten E&P-Investments erforderlich sein wird, um das drohende Defizit zu minimieren.

„Wir sind weiterhin optimistisch betreffend die Aussichten auf nachhaltiges Aktivitätswachstum in unserem weltweiten Geschäft im Verlauf des Jahres 2018 und bis ins Jahr 2019. Dies wird durch höhere Kundenaktivität und unsere Fähigkeit angetrieben, einen großen Anteil der entstehenden Gelegenheiten zu verwirklichen, während leistungsbasierte Verträge und integrierte Projekte immer mehr zu den bevorzugten Geschäftsmodellen für viele unserer Kunden werden. Auftragsvergaben der letzten Zeit, zu denen die großen schlüsselfertigen Verträge zum Festpreis – lump-sum turnkey (LSTK) – in Saudi-Arabien gehören, weitere Zuschläge anderswo im Mittleren Osten und in Lateinamerika und neue Projekte im US-amerikanischen Delaware-Basin sind Beispiele für diesen Markttrend. Unser in den letzten Jahren größer gewichteter F&E-Schwerpunkt auf Systeminnovation und -design befähigt uns nun dazu, zusätzlichen Wert bei diesen Projekten für sowohl unsere Kunden als auch Schlumberger zu schaffen. Dies wird dadurch erreicht, dass eine neue Generation von spezialangefertiger Hardware und Software mit unserer großen Fachkenntnis und den neuesten Fortschritten bei digitalen Technologien verbunden wird.

„Daher sind wir begeistert über die Aussichten von Schlumberger. Wir sind bereit und gerüstet, in den kommenden Jahren überlegenes Wachstum, finanzielle Renditen und freien Cashflow zu erbringen, indem wir auf dem breitesten Angebot und Fachwissen in der Branche, unserer unvergleichlichen Größe und Betriebseffizienz, starker Kapitaldisziplin und einem eindeutigen Wunsch, branchenführende Barrenditen für unsere Aktionäre bereitzustellen, aufbauen.“


Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 1,4 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 69,79 US-Dollar für insgesamt 97 Millionen US-Dollar zurück.

Am 23. Februar 2018 gaben Schlumberger und Subsea 7 S.A. bekannt, dass sie in exklusive Verhandlungen zur Bildung eines Joint Ventures eingetreten sind, das auf dem Erfolg der Subsea Integration Alliance aufbaut, die 2015 gegründet wurde. Das Joint Venture wird zu 50 % im Eigentum von Subsea 7 und zu 50 % im Eigentum von Schlumberger stehen.

Am 18. April 2018 stimmte der Verwaltungsrat (Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 USD je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 13. Juli 2018 an zum 6. Juni 2018 eingetragene Aktieninhaber.


Konsolidierter Umsatz nach Region

Tabelle siehe: https://www.businesswire.de/news/de/20180427005926/de

Der Umsatz von 7,8 Milliarden USD im ersten Quartal sank im Vergleich zum Vorquartal um 4 %, wobei der Umsatz in Nordamerika um 1 % stieg, während der internationale Umsatz um 7 % in der Folge von saisonalen Einflüssen sank.


Nordamerika

Der Umsatz im Gebiet Nordamerika stieg um 1 % im Vergleich zum Vorjahr, da die gestiegene Landaktivität teilweise durch geringeren Offshore-Umsatz wegen reduzierten WesternGeco-Lizenzverkäufen an mehrere Kunden ausgeglichen wurde nach den üblichen, aber verhaltenen, Verkäufen zum Jahresende. Mit der Ausnahme von Cameron stieg der Umsatz auf dem Festland in Nordamerika um 4 % im Vergleich zum Vorquartal im Einklang mit dem Gesamtwachstum der Bohrturmanzahl auf dem Festland in den USA. Das Wachstum wurde durch die Aktivitätssteigerung in Kanada und die höhere Aktivität der Drilling Group auf dem Festland in Nordamerika wegen fortlaufender hoher Nachfrage nach drehbaren steuerbaren Systemen bei der Bohrung von längeren seitlichen Abschnitten von Schieferölquellen in den USA vorangetrieben. Bei OneStimSM fügten wir weiterhin Frackingflotten hinzu, aber weniger als geplant wegen der Überkapazität im Markt, die zu geringerer Auslastung, Ineffizienzen und niedrigerer Preisgestaltung führte. Die Aktivität wurde ferner durch weit verbreitete Unterbrechung bei Bahnlieferungen von Sand beeinträchtigt. Der Umsatz der Cameron Group war saisonal bedingt niedriger im Vergleich zum Vorquartal nach den Produktverkäufen von Surface Systems und Valves & Measurement.


International

Der Umsatz im Gebiet Lateinamerika sank um 16 % im Vergleich zum Vorquartal durch geringeren SPM-Projektumsatz in Ecuador wegen Projektverzögerungen und gesunkener Aktivität der Production Group in Argentinien wegen einer niedrigeren Anzahl von Frackingplattformen. Die Aktivität ging in Brasilien trotz dem Start neuer Offshore-Projekte zurück und die Aktivität in Venezuela war weiterhin rückläufig. Der Umsatz im GeoMarket Mexiko und Zentralamerika war etwas höher wegen der erhöhten Onshore-Workover-Aktivität, obwohl der Start von neuen integrierten Bohrdienstleistungen – Integrated Drilling Services (IDS) – verzögert erfolgte. Ein saisonal niedrigerer Umsatz der Cameron Group trug ebenfalls zum Rückgang bei.

Der Umsatz im Gebiet Europa/GUS/Afrika sank um 6 %, in der Hauptsache wegen des Rückgangs der saisonalen Aktivität in Russland und in der Region Kaspisches Meer, der alle Produktlinien beeinträchtigte. Auch der GeoMarket Vereinigtes Königreich und Kontinentaleuropa war geprägt durch niedrigere Aktivität, die durch Verzögerungen bei sowohl den Wetter- als auch den Kundenbohrplänen sowie durch reduzierte Verkäufe von Software-integrierte-Lösungen – Software Integrated Solutions (SIS) – Software gekennzeichnet war. Der Umsatz im GeoMarket Subsahara war leicht niedriger im Vergleich zum Vormonat betreffend integrierte Projektstartups am Ende des Quartals in Gabun, Nigeria und Ghana, da sich die Aktivitäten größtenteils auf Projektplanung und Ausrüstungsmobilisierung konzentrierten. Auch der GeoMarket Nordafrika war leicht geringer im Vergleich zum Vorquartal wegen schwächerer Produktumsätze, obwohl dieser Effekt teilweise durch neue Onshore-Projekt-Startups in Libyen und im Tschad ausgeglichen wurde. Der Umsatzrückgang in dem Gebiet wurde teilweise durch höheren Umsatz der Cameron Group im GeoMarket Russland und Zentralasien ausgeglichen.

Der Umsatz im Gebiet Mittlerer Osten sowie Asien nahm im Vergleich zum Vorquartal um 4 % ab, in erster Linie aufgrund von Preisdruck und geringeren Bohr- und Fracking-Aktivitäten auf dem Festland im Mittleren Osten. Der Umsatz im GeoMarket Ferner Osten und Australien war niedriger wegen reduzierter SIS-Software-Verkäufe bei gleichzeitigem Rückgang der Projektaktivität bei dem Bau von Ölbrunnen. Der Umsatz im GeoMarket Südostasien ging zurück wegen weniger seismischen Lizenzumsätzen von WesternGeco mit mehreren Kunden. Der Umsatz der Cameron Group ging in Asien im Vergleich zum Vorquartal leicht zurück, wobei das Wachstum in Asien durch einen saisonal niedrigeren Umsatz im Mittleren Osten ausgeglichen wurde. Diese Rückgänge wurden teilweise durch höheren Umsatz bei einem langfristigen Projekt einer Oberflächeneinrichtung im Mittleren Osten ausgeglichen.


Reservoir Characterization Group

Tabelle siehe: https://www.businesswire.de/news/de/20180427005926/de

Der Umsatz der Reservoir Characterization Group in Höhe von 1,6 Milliarden USD, wovon 77 % von den internationalen Märkten stammten, nahm gegenüber dem Vorquartal um 5 % ab. Dies beruhte auf den Effekten eines saisonalen Rückgangs bei Wireline-Aktivität in Russland und reduzierten Lizenzverkäufen von WesternGeco an mehrere Kunden im US-amerikanischen Golf von Mexiko, in Asien und Australien. Auch niedrigere SIS-Software-Umsätze trugen zu dem Umsatzrückgang bei. Dieser Rückgang wurde teilweise ausgeglichen durch größere Testdienstleistungsaktivität in Brasilien, Katar und Ägypten und höheren Umsatz bei einem langfristigen Projekt einer Oberflächeneinrichtung im Mittleren Osten.

Der Betriebsgewinn der Gruppe vor Steuern von 20 % war 224 bps niedriger im Vergleich zum Vorquartal wegen saisonal geringerer Wireline-Aktivität mit höheren Margen in Russland und zurückgegangenen Verkäufen von SIS-Software.

Die Reservoir Characterization Group profitierte vom Betrieb unter dem integrierten Dienstleistungsmanagement – Integrated Services Management (ISM) –, Auftragsvergaben und der Anwendung von integriertem Software- und Bereichswissen zur Stärkung der betrieblichen Leistung.

Vor der Küste von Neufundland stellte ISM Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Bohrung und den Abschlüssen auf der Hebron-Plattform zur Verfügung, die im November in Betrieb gesetzt wurde.

In Westafrika vergab Petro Kouilou – eine Tochtergesellschaft von Anglo African Oil & Gas PLC in der Republik Kongo – an Schlumberger einen ISM-Auftrag zur Bereitstellung von Bohrunterstützungsdienstleistungen für ein Bohrloch im Tilapia-Feld im unteren Kongo-Basin. Petro Kouilou besitzt einen Anteil von 56 % am Tilapia-Feld und erwartet, dass der Bohrbetrieb im Juni 2018 beginnen wird. Die Dienstleistungen von Schlumberger umfassen Mud Logging, Wireline, Zementierung, Bohren, Drillstem-Tests und leitungsvermittelte Perforation.

Die kognitive E&P DELFI* Umgebung erlaubt die Zusammenarbeit zwischen E&P-Teams und nutzt das volle Potenzial aller verfügbaren Daten und der Wissenschaft, um die E&P-Vermögenswerte zu optimieren. Die digitale Bohrlochbauplanungslösung DrillPlan* ist der erste Schritt in der DELFI-Umgebung und kann ein Bohrlochplanungsprogramm in Tage anstatt von Wochen erstellen. Zu den neuesten Vergaben für die DELFI-Umgebung und die Betriebsergebnisse unter Verwendung der DrillPlan-Lösung gehört:

• Cantium LLC vergab an Schlumberger einen Fünfjahres-SIS-Vertrag für die Felder Bay Marchand und Main Pass im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Der Software-as-a-service (SaaS) Vertrag gilt für die Bereitstellung der kognitiven DELFI-E&P-Umgebung.

• Petro-Hunt führte mit der DrillPlan-Lösung einen Versuch im Williston-Basin durch und reduzierte die Entwicklungszeit für die Bohrlochplanung um über 50 %.

• PRI Operating LLC verwendete die DrillPlan-Lösung in West Texas, um die Bohrplanungszeit für sieben horizontale Bohrlöcher im Delaware-Basin zu reduzieren. Die DrillPlan-Lösung half dabei, das erste Bohrloch in vier Tagen zu planen, und sechs spätere Bohrlöcher wurden jeweils in kaum länger als einem Tag geplant, was dem Kunden 18 Tage Planungszeit sparte.

In Ägypten verwendete Well Services die reservoir-zentrische Stimulation-zu-Produktion-Software Kinetix Shale* für die Kuwait Petroleum Corporation, um bei der Steigerung der Produktion um 500 % in einem horizontalen Bohrloch im Apollonia JD Gasfeld im Vergleich mit ausgeglichenen vertikalen Bohrlöchern zu helfen. Dieses Karbonatreservoir besteht hauptsächlich aus hochporöser weicher Kreide und wenig durchlässigem Kalkstein und erfordert mehrere Frackingplattformen. Die Kinetix Shale-Software erlaubte einen nahtlosen und umfassenden Seismisch-zu-Simulation-Arbeitsfluss zur Multiebenenoptimierung dieses unkonventionellen Reservoirs.

Schlumberger und TGS-NOPEC Geophysical Company gaben in Ägypten auch ein neues Projekt im ägyptischen Roten Meer bekannt, dass die Akquisition einer seismischen 2D-long-offset-Breitband-Multikundenstudie über 10.000 km unter Verwendung des Schiffs einer Drittpartei umfasst. Dieses Projekt ist Bestandteil einer Vereinbarung mit der South Valley Egyptian Petroleum Holding Company (GANOPE), an der Schlumberger und TGS exklusive Multikundenrechte einer Dauer von mindestens 15 Jahren an einem offenen Gebiet von etwa 70.000 qkm im Offshorebereich des ägyptischen Roten Meers haben.

Karachaganak Petroleum Operating BV – ein Konsortium von ENI, Shell, Chevron, LUKOIL und KazMunaiGaz – vergab einen Dreijahresvertrag mit zwei optionalen Verlängerungen von einem Jahr an SLS Oil LLP, ein Joint Venture zwischen Schlumberger und Smart Oil LLP (ein kasachisches Öldienstleistungsunternehmen) für die Bereitstellung von fortschrittlichen Slickline-Dienstleistungen in Kasachstan. Es wird damit gerechnet, dass der Betrieb im zweiten Quartal 2018 beginnt.

Drilling Group

Tabelle siehe: https://www.businesswire.de/news/de/20180427005926/de

Der Umsatz der Drilling Group in Höhe von 2,1 Milliarden USD, von denen 71 % aus den internationalen Märkten stammten, nahm gegenüber dem Vorquartal um 2 % ab, da die starken Aktivitäten beim Richtbohren auf dem nordamerikanischen Festland durch saisonal geringere Bohraktivitäten und Preisdruck in den internationalen Gebieten aufgewogen wurden, die hauptsächlich den M-I SWACO-Betrieb beeinträchtigten. Der verbesserte Umsatz in Nordamerika resultierte aus dem Aufnahmevermögen der Produkte und Dienstleistungen von Drilling & Measurements sowohl offshore und insbesondere auf dem Festland. Dies resultiert aus der weiterhin hohen Nachfrage für die drehbaren steuerbaren Systeme, die erforderlich sind, um durch längere Seiten in Schieferölbohrlöchern zu bohren, und aus der Steigerung der Bohraktivität im Winter in Westkanada. Der gesunkene Umsatz in den internationalen Bereichen beruhte auf einem saisonbedingten Abfall der Bohrturm-bezogenen Aktivität in der nördlichen Hemisphäre, auf wetterbedingten Projektverzögerungen in der Nordsee, dem Abschluss von IDS-Projekten in den GeoMarkets Vereinigtes Königreich und Kontinentaleuropa und Ferner Osten und Australien und auf einem fortlaufenden Rückgang der Bohraktivität in Venezuela. Die schwächere internationale Aktivität wurde jedoch teilweise durch eine stärkere IDS-Aktivität in Kuwait und dem Irak ausgeglichen.

Die Betriebsmarge der Gruppe von 14 % ging im Vergleich zum Vorquartal um 85 bps zurück, während die fortlaufende Preistendenz aus dem gesteigerten Aufnahmevermögen der Technologien von Drilling & Measurements und Bits & Drilling in die USA durch den Preisdruck und die saisonal bedingt geringere Aktivität in den internationalen Märkten mehr als ausgeglichen wurde.

Die Leistung der Drilling Group im ersten Quartal stand im Zusammenhang mit Vergaben von Verträgen für integrierte Dienstleistungen, IDS-Betriebsineffizienzen und einem breiten Spektrum von Bohrertechnologien, die dabei halfen, die Kosten pro Barrel zu senken.

In Russland war Schlumberger einer der maßgebenden Diensteanbieter, die mit dem Sakhalin-1-Konsortium zusammenarbeiteten, um das längste Bohrloch der Welt von ausgedehnter Reichweite im Ausmaß von 15.000 m von der Orlan-Plattform am Chayvo-Feld im Meer von Okhotsk zu bohren. Die technisch herausfordernde Umgebung erfordert zwei Jahre kollaborativen Planens zwischen dem Sakhalin-1-Konsortium und dem integrierten Schlumberger-Team zur Optimierung des Bohrplans und zur Integration sonstiger wichtiger Dienstleistungen und Produktlinien durch das Extended-Reach Drilling Center of Excellence mit Sitz in Sakhalin.

Saudi Aramco hat an Schlumberger einen Dreijahres-LSTK-Bohrvertrag vergeben, um Bohrtürme und Bohrlochkonstruktionsdienstleistungen für 70 Onshore-Ölbohrlöcher in verschiedenen Feldern bereitzustellen. Der Vertrag hat einen optionalen Verlängerungszeitraum von zwei Jahren, wobei davon ausgegangen wird, dass der Betrieb im zweiten Quartal 2018 beginnt.

In Dänemark vergab Mærsk Olie og Gas, ein Total-Unternehmen, an Schlumberger einen Siebenjahresvertrag mit drei Verlängerungsoptionen für ein Jahr im Wert von 140 Millionen USD für die Bereitstellung von Produktionschemikalien, chemischen Managementdienstleistungen und Tankmanagement. Der Gegenstandsbereich der Arbeit umfasst Standardchemie und die Gestaltung von individuellen Lösungen für die Nordsee, einschließlich Laboranalyse, Produkttests, Qualifizierung und Implementation. Diese Vergabe folgt auf einen ähnlichen Vertrag, der die Jahre 2012 bis 2018 umfasst.

In Nordamerika vergab Shell an Schlumberger einen Dreijahresvertrag für die Bereitstellung von Bohrflüssigkeiten, Spezialwerkzeugen und Filterdienstleistungen. Zu den Technologien gehören die hoch verdichtete divalente Reservoir-Drill-in-Flüssigkeit M-I SWACO DIPRO*, das BREAKDOWN HD* hoch verdichtete Filtercake-Breaker-System und die Filtereinheit mit hohem Durchfluss Torrential*.

Im norwegischen Sektor der Nordsee half IDS Aker BP dabei, 12 Millionen ISD im Vergleich zur Ausgabengenehmigung – authorization for expenditure (AFE) – für einen herausfordernden Bohrlochabschnitt im Tambar-Feld zu sparen. Das IDS-Team arbeitete eng mit dem Kunden zusammen, um die Bohrzeit um 14 Tage im Vergleich zu AFE zu reduzieren. Das Bohrloch wurde bis zu einer Gesamttiefe von 4.360 m in etwa sieben Tagen in einem einzigen Bohrerlauf im Vergleich zu 37 Tagen für neun Bohrerläufe in benachbarten Bohrlöchern. Die eingesetzten Technologien umfassten die Bohrlochkonstruktionsleistungsdienstleistung OptiWell*, das drehbare steuerbare System PowerDrive Orbit*, den Bohrer mit gerändelten Diamantelementen AxeBlade* und das energiesparende Wasser-in-Öl-Spülsystem RheGuard*.

In Kuwait fügte die Kuwait Oil Company einem bestehenden IDS-Vertrag, der bis 2019 läuft, für die Bereitstellung von integrierten Dienstleistungen zur Bohrlochkonstruktion in den Sabriyah- und Raudhatain-Feldern einen dritten Bohrturm hinzu. Bis heute hat das Projekt 24 Bohrlöcher gebohrt. IDS führte mehrere Technologien ein, darunter die Familie drehbarer steuerbarer Systeme PowerDrive* sowie Bohrer-Technologien, wie etwa die Bohrer StingBlade* mit konischen Diamantenelementen und AxeBlade mit gerändelten Diamantelementen.

In Norwegen steigerten IDS und Wintershall Norge die pro Tag gebohrte Meterleistung um 225 % über eine Kampagne betreffend fünf Bohrlöcher in dem Brage-Feld und erbrachten ihre Leistung jeweils deutlich vor dem geplanten Termin und günstiger als im Budget vorgesehen. Vor der neuen Bohrkampagne führten betriebliche Herausforderungen der Bohrlochkonstruktion, die üblicherweise in diesem Feld in einer späten Lebensphase entstehen, zu einem einjährigen Stopp des Bohrbetriebs. Während des Bohrstopps arbeitete IDS mit Wintershall Norge zusammen, um den Ansatz eines schlanken Bohrlochs gemäß einem anreizbasierten Vertrag zu entwickeln. Durch diesen Erfolg ist die Lebenszeit des Feldes verlängert worden.

BW Offshore vergab an Schlumberger mehrere Bohrlochkonstruktionsverträge zusammen mit einer Vergabe an Borr Drilling eines Bohrturmvertrages für ein Projekt in Gabun. Die Schlumberger-Verträge umfassen Measurement- und Logging-while-Drilling, Bohrspülungen und die Feststoffkontrolle, Zementierung, Wireline-Messungen, Schlammmessungen, Drillbits und Räumer sowie Contingency-Angelausrüstung und -Services, Bohrlochabschlüsse und Sandmanagementdienstleistungen. Die Bohrungen starten Ende Januar 2018 und das erste Bohrloch ist abgeschlossen worden. Ein Schlumberger-Manager für integrierte Projekte koordiniert verschiedene Schlumberger-Produktlinien unter der Aufsicht des BW-Offshore-Bohr- und Betriebsteams. Die Verbindung der Schlumberger-Dienstleistungen mit dem Borr-Bohrturmangebot ist der nächste Schritt hin zur Erbringung eines sicheren, zuverlässigen und effizienten Bohrbetriebs.

Im Offshore-Bereich von Brasilien setzten Bits & Drilling Tools Stinger* Technologie mit konischen Diamantenelementen ein, um Petrobras dabei zu helfen, die Bohrzeit um mehr als fünf Tage im Búzios-Feld zu reduzieren. Dieses Presalt-Play in tiefen Santos-Basin umfasst harte Carbonate und Schichten von schwach porösen Sedimenten, die Herausforderungen an eine Bohrung stellen. Technologie mit Stinger-Elementen erlaubte es Petrobras, den längsten Bohrlochabschnitt zu erreichen, der in einer einzigen Bohrung gebohrt wurde, 634 m, und zu den geringsten Kosten pro Meter im Búzios-Feld.


Production Group

Tabelle siehe: https://www.businesswire.de/news/de/20180427005926/de

Der Umsatz der Production Group von 3,0 Milliarden USD, von denen 49 % aus internationalen Märkten kamen, nahm gegenüber dem Vorquartal um 4 % ab. Der größte Teil des Rückgangs betraf die internationalen Märkte wegen des saisonalen Abfalls der Aktivität in Russland und der niedrigeren Anzahl von Frackingplattformen in Argentinien und Saudi-Arabien. Im Vergleich zum Vorquartal war der Umsatz der Production Group in Nordamerika marginal höher. Die OneStim-Leistung wurde durch vorübergehenden Gegenwind im Frackingmarkt beeinträchtigt, wozu bescheidene Steigerungen der Kundenabschlussaktivitäten gehörten, was zu einem zurückhaltenden Wachstum der Anzahl an Plattformen im Vergleich zum Vorquartal führte. Die branchenweiten Frackingkapazitätserweiterungen führten in Verbindung mit den Unterbrechungen der Bahnlieferungen von Sand in der Branche zu geringerer Auslastung und Ineffizienz sowie zu niedrigeren Preisen. Insgesamt war der SPM-Umsatz im Vergleich zum Vorquartal leicht höher.

Die Betriebsmarge der Gruppe vor Steuern von 7 % ging um 291 bps im Vergleich zum Vorquartal zurück wegen des zuvor erwähnten vorübergehenden Gegenwinds, der den Frackingmarkt in Nordamerika beeinträchtigte. Trotz branchenweiter Bahnlieferungsunterbrechungen von Sand haben wir erfolgreich eine hinreichende Versorgung mit Sand, eine starke Servicequalität und eine durchgehende geschäftliche Kontinuität überall in unserer Kundenbasis gewährleistet, obwohl dies zu zusätzlichen Kosten führte, die die Betriebsmarge der Gruppe beeinträchtigten.

Die Production Group profitierte von Auftragsvergaben im Bereich integrierte Produktionsdienstleistungen – Integrated Production Services (IPS) – sowie von dem Einsatz von Stimulations- und künstlichen Hebetechnologien.

In Indien vergab Vedanta Resources – deren Öl- und Gasressourcen in Indien durch Cairn Oil & Gas gemanagt werden – an Schlumberger einen IPS-Auftrag im Wert von 214 Millionen USD für ihre Felder im Onshore RJ-ON-90/1 Block. Die Auftragsvergabe umfasst die integrierte Entwicklung von 42 Brunnen im tiefen Gasfeld von Raageshwari und 39 Brunnen im Aishwariya-Ölfeld mit Technologien aus mehreren Produktlinien.

In Russland verwendete Well Services die BroadBand Sequence* Frackingdienstleistung für Slavneft-Megionneftegaz zum erneuten Fracking einer horizontalen Multiplattformbohrung in einem konventionellen Sandsteinölreservoir im Tailakovskoye-Feld, wodurch sie die Produktion um 180 % erhöhte. Die Dienstleistung BroadBand Sequence isolierte in der Folge den Openhole-Abschnitt des Bohrlochs um zu gewährleisten, dass jeder Cluster in jeder Zone gefrackt wurde und zum Produktionspotenzial des Bohrlochs beitrug.

Auf dem Festland in Nordamerika setzte Schlumberger das Fracking von BroadBand Sequence und die Stimulationsaufsichtsdienstleistungen von WellWatcher Stim* in einem unter hohem Druck und hoher Temperatur stehenden Bohrloch für BP ein, um den Kontakt mit dem Reservoir zu verbessern. Die Dienstleistung BroadBand Sequence überwand die Herausforderung eines Gehäuse-Patches, der Plug- und Perforationsmethoden beschränkte. Diese Dienstleistungen ermöglichten die Stimulation eines weiteren seitlichen Bohrlochabschnitts von 3.000 Fuß unterhalb des Gehäuse-Patches und die Dienstleistung WellWatcher Stim bestätigte, dass die entsprechenden Perforationscluster effizient behandelt wurden.

Im russischen Abschnitt des Kaspischen Meeres verwendet Well Services die Dienstleistung zur Stimulation von größerem Kontakt OpenPath Reach* für LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, um den Injektivitätsindex in zwei horizontalen Bohrlöchern im Korchagina-Feld um durchschnittlich 300 % im Vergleich mit früheren Produktionsniveaus zu steigern. Die horizontalen Abschnitte der Bohrlöcher verlaufen durch konventionelle Sandstein- und Carbonatformationen, was Herausforderungen in Hinsicht auf Stimulation und Durchlässigkeit darstellt. Die VDA* viscoelastische ablenkende Flüssigkeit lenkte die Behandlungsflüssigkeit in Carbonatzonen geringerer Injektivität ab und maximierte den Reservoirkontakt und optimierte die Stimulation beider Bohrlöcher.

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