Schlumberger Ltd. gibt Ergebnisse des ersten Quartals 2013 bekannt

25.04.2013  |  Business Wire

PARIS -- (BUSINESS WIRE) -- Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute einen Umsatz von 10,67 Milliarden US-Dollar für das erste Quartal 2013 berichtet, was im Vergleich zu 11,17 Milliarden US-Dollar im vierten Quartal 2012 und 9,92 Milliarden US-Dollar im ersten Quartal 2012 steht.

Die auf Schlumberger entfallenden Einnahmen aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrugen 1,35 Milliarden US-Dollar – ein Rückgang um 6 Prozent gegenüber dem Vorquartal, aber eine Steigerung um 4 Prozent im Jahresvergleich. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrug 1,01 US-Dollar gegenüber 1,08 US-Dollar im Vorquartal und 0,96 US-Dollar im ersten Quartal 2012.

Schlumberger verzeichnete im ersten Quartal 2013 Belastungen in Höhe von 0,07 US-Dollar je Aktie, was im Vergleich zu 0,06 US-Dollar je Aktie im Vorquartal und 0,01 US-Dollar je Aktie im ersten Quartal 2012 steht.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services sank mit 10,67 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 5 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 8 Prozent. Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das Segment Oilfield Services sanken mit 2,0 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 6 Prozent, stiegen im Vergleich zum Vorjahr jedoch um 4 Prozent.

Der CEO von Schlumberger Paal Kibsgaard erläuterte dazu Folgendes: „International starke Leistungen haben zusammen mit Widerstandsfähigkeit gegenüber schwierigen Marktbedingungen in Nordamerika zu soliden Ergebnissen im ersten Quartal geführt. Während unsere Quartalsergebnisse die Auswirkungen der üblichen jahreszeitlichen Abschwächung auf der nördlichen Halbkugel und im Fernen Osten sowie der geringeren Produktumsätze im Vergleich zum vierten Quartal widerspiegeln, bestätigen die Zahlen im Jahresvergleich das Potenzial der internationalen Märkte, unsere starken Leistungen in der Ausführung und die Bedeutung unserer Integrationsbemühungen.

Im Jahresvergleich überholte das internationale Wachstum die Anzahl der Bohranlagen, allen voran im Nahen und Mittleren Osten und in Asien, wo starke Aktivitäten in wichtigen Märkten wie Saudi-Arabien, Irak, Australien und China verzeichnet wurden. Im Bereich Europa/GUS/Afrika waren starke Leistungen in der Region südlich der Sahara und Wachstum in Russland, im Kaspischen Meer sowie in der Nordsee für die guten Ergebnisse verantwortlich. Lateinamerika erhielt Auftrieb durch Fördermanagementaktivitäten in Ecuador, starken Leistungen in Mexiko und Mittelamerika sowie Wachstum in den GeoMarkets Argentinien, Bolivien und Chile. In Nordamerika konnten starke Aktivitäten in Kanada und robuste Ergebnisse aus dem US-amerikanischen Golf von Mexiko weitere Abschwächungen bei Preisen und Aktivitäten auf dem US-amerikanischen Festland teilweise ausgleichen.

Die internationalen Preisentwicklungen blieben im ersten Quartal unverändert mit einer Fortsetzung der langsam, aber stetig besser werdenden Erträge pro Bohranlage, die nun bereits seit sechs Quartalen verzeichnet werden. Dies wurde nicht nur durch Aktivitäten, sondern auch durch den Technologiemix mit der kontinuierlichen Einführung neuer High-End-Dienstleistungen begünstigt, die durch starke Leistungen in der Durchführung und im laufenden Betrieb unterstützt werden. In Nordamerika schwächten sich die Preise für Dienstleistungen auf dem Festland allgemein ab, und es wurde ein weiterer Preisdruck bei Aufträgen mit Druckpumpen festgestellt.

Die weltweite makroökonomische Umgebung erlebte im ersten Quartal gemischte Nachrichten aus den großen Wirtschaftszonen wie China, den USA und dem EU-Raum. Dennoch bleibt die Gesamtprognose für 2013 größtenteils unverändert gegenüber unseren früheren Aussagen, sowohl in Bezug auf das BIP-Wachstum als auch grundsätzlich zu den globalen Erdöl- und Erdgasmärkten. Wir gehen nach wie vor davon aus, dass die Erdölversorgung in Nordamerika weiter zunehmen wird, während andere Nicht-OPEC-Förderländer wahrscheinlich weiterhin schwierige Aussichten haben, und wir gehen davon aus, dass die globale Reservekapazität ungefähr bei den gegenwärtigen Werten bleibt – sofern es nicht zu unerwarteten makroökonomischen Veränderungen oder geopolitischen Ereignissen kommt.

Infolgedessen sehen wir weiterhin starkes, kontinuierliches Wachstum im Einklang mit unseren Erwartungen in Schlüsselregionen wie Afrika südlich der Sahara, Russland, Naher und Mittlerer Osten, China und Australien voraus. Die Prognose für Nordamerika bleibt aufgrund von unter den Erwartungen liegenden Aktivitäten bei Bohranlagen und der anhaltenden Preisschwäche unsicher. Und während das kalte Wetter und die Abflachung bei der Erdgasförderung zu erheblichen Rückgängen der Vorräte geführt haben, ist noch keine Veränderung bei den Bohraktivitäten für Trockengas verzeichnet worden.

Angesichts dieses Umfelds konzentrieren wir uns weiterhin darauf, sämtliche Märkte, in denen wir tätig sind, in betrieblicher und finanzieller Hinsicht zu übertreffen. Bei dem Einsatz und Enthusiasmus, der von unserem gesamten Unternehmen an den Tag gelegt wird, bin ich zuversichtlich, dass wir unseren Investoren auch in Zukunft ausgezeichnete Erträge bringen werden.“


Weitere Meldungen

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 2,5 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 77,63 US-Dollar für insgesamt 193 Millionen US-Dollar zurück.


Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung

(Angaben in Millionen, außer Beträge je Aktie)

Drei Monate
Zeiträume bis zum 31. März 2013 2012

Umsatz $ 10.668 $ 9.918
Zinsen und sonstige Erträge(1) 33 47
Ausgaben
Umsatzkosten 8.442 7.810
Forschung und Engineering 295 275
Gemeinkosten 95 98
Fusion und Integration(2) - 15
Restrukturierung und Sonstiges(2) 92 -
Zinsen 98 80
Ertrag vor Steuern 1.679 1.687
Ertragsteuer(2) 412 400

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
1.267 1.287
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit - 19
Nettogewinn 1.267 1.306

Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen
8 5
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn $ 1.259 $ 1.301

Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt zuzuordnen:
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2) $ 1.259 $ 1.282
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit - 19
Nettogewinn $ 1.259 $ 1.301

Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2) $ 0,94 $ 0,95
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit - 0,01
Nettogewinn(3) $ 0,94 $ 0,97

Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.330 1.334
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.340 1.344

In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen(4) $ 896 $ 851

1) Enthält folgende Zinserträge:
Dreimonatszeitraum 2013 – 6 Millionen US-Dollar (2012 – 10 Millionen US-Dollar).

2) Eine Einzelaufstellung der Belastungen und Gutschriften findet sich auf Seite 6.

3) Aufgrund von Rundung ergeben einzelne Beträge möglicherweise nicht den Gesamtbetrag.

4) Einschließlich Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten.


Zusammengefasste konsolidierte Bilanz

(Angaben in Millionen)

31. März 31. Dez.
Gesamtvermögen 2013 2012
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 5.561 $ 6.274
Forderungen 11.502 11.351
Sonstiges Umlaufvermögen 6.664 6.531
23.727 24.156
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 266 245
Anlagevermögen 14.805 14.780
Seismische Multiclient-Daten 582 518
Firmenwert (Goodwill) 14.580 14.585
Sonstige immaterielle Vermögenswerte 4.734 4.802
Sonstige Vermögenswerte 2.734 2.461
$ 61.428 $ 61.547

Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 7.842 $ 8.453
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer 1.548 1.426
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 2.962 2.121
Auszuschüttende Dividenden 419 368
12.771 12.368
Langfristige Verbindlichkeiten 8.138 9.509
Pensionsnebenleistungen 2.056 2.169
Latente Steuern 1.506 1.493
Sonstige Verbindlichkeiten 1.176 1.150
25.647 26.689
Eigenkapital 35.781 34.858
$ 61.428 $ 61.547


Nettoverbindlichkeiten

„Nettoverbindlichkeiten“ sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, kurzfristige Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten. Einzelheiten zu Veränderungen bei Nettoverbindlichkeiten seit Jahresbeginn folgen:

(Angaben in Millionen)

Dreimonatszeitraum 2013
Nettoverbindlichkeiten zum 1. Januar 2013 $ (5.111 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit 1.267
Wertminderungen und Abschreibungen 896
Renten und andere Aufwendungen für Pensionsnebenleistungen 128
Überschuss der Kapitalerträge über Dividendeneinkünfte (23 )
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 81
Renten und andere Rückstellungen für Pensionsnebenleistungen (177 )
Betriebskapitalerhöhung (924 )
Kapitalaufwendungen (894 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (117 )
Ausgeschüttete Dividenden (365 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 166
Aktienrückkaufprogramm (193 )
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und Verbindlichkeiten (39 )
Sonstiges (94 )
Währungseffekte auf Nettoverbindlichkeiten 126
Nettoverbindlichkeiten zum 31. März 2013 $ (5.273 )

Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten

31. März
2013

31. Dez.
2012
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 5.561 $ 6.274
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 266 245
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (2.962 ) (2.121 )
Langfristige Verbindlichkeiten (8.138 ) (9.509 )
$ (5.273 ) $ (5.111 )


Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst dieses Dokument auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:

(Angaben in Millionen, außer Beträge je Aktie)

Erstes Quartal 2013
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 1.679 $ 412 $ 8 $ 1.259 $ 0,94
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela 92 - - 92 0,07 Restrukturierung und Sonstiges
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.771 $ 412 $ 8 $ 1.351 $ 1,01

Viertes Quartal 2012
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,wie ausgewiesen $ 1.807 $ 436 $ 9 $ 1.362 $ 1,02
Fusions- und Integrationskosten 60 10 - 50 0,04 Fusion und Integration
Belegschaftsverkleinerung 33 6 - 27 0,02 Restrukturierung und Sonstiges
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.900 $ 452 $ 9 $ 1.439 $ 1,08

Erstes Quartal 2012
Vor Steuern Steuer

Minderheits-
beteiligung
Netto

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Aufschlüsselung der Erfolgsrechnung Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 1.687 $ 400 $ 5 $ 1.282 $ 0,95
Fusions- und Integrationskosten 15 2 - 13 0,01 Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.702 $ 402 $ 5 $ 1.295 $ 0,96

Produktgruppen (Angaben in Millionen)

Dreimonatszeitraum bis
31. März 2013 31. Dezember 2012 31. März 2012
Ergebnis
Ergebnis

Ergebnis
vor vor vor


Umsatz
Steuern

Umsatz
Steuern

Umsatz
Steuern
Oilfield Services
Reservoir Characterization(1) $ 2.803 $ 758 $ 3.148 $ 918 $ 2.582 $ 674
Drilling 4.132 741 4.137 696 3.785 657
Production(1) 3.785 573 3.927 592 3.542 620
Konsolidierungen und Sonstiges (52 ) (46 ) (38 ) (42 ) 9 (8 )
10.668 2.026 11.174 2.164 9.918 1.943
Konzern und Sonstiges - (168 ) - (180 ) - (171 )
Zinserträge(2) - 6 - 6 - 10
Zinsaufwendungen(2) - (93 ) - (90 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften - (92 ) - (93 ) - (15 )
$ 10.668 $ 1.679 $ 11.174 $ 1.807 $ 9.918 $ 1.687




Geografische Regionen (Angaben in Millionen)

Dreimonatszeitraum bis
31. März 2013 31. Dezember 2012 31. März 2012
Ergebnis Ergebnis Ergebnis
vor vor vor
Umsatz Steuern Umsatz Steuern Umsatz Steuern
Oilfield Services
Nordamerika(1) $ 3.290 $ 627 $ 3.422 $ 656 $ 3.433 $ 777
Lateinamerika 1.904 371 2.071 377 1.766 323
Europa/GUS/Afrika 2.851 508 2.958 579 2.577 428
Naher und Mittlerer Osten und Asien 2.505 609 2.577 601 2.064 476
Konsolidierungen und Sonstiges(1) 118 (89 ) 146 (49 ) 78 (61 )
10.668 2.026 11.174 2.164 9.918 1.943
Konzern und Sonstiges - (168 ) - (180 ) - (171 )
Zinserträge(2) - 6 - 6 - 10
Zinsaufwendungen(2) - (93 ) - (90 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften - (92 ) - (93 ) - (15 )
$ 10.668 $ 1.679 $ 11.174 $ 1.807 $ 9.918 $ 1.687

Bestimmte Beträge früherer Berichtszeiträume wurden neu eingeordnet, damit sie mit der Darstellung des gegenwärtigen Geschäftsjahres übereinstimmen.

(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind.


Oilfield Services

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 10,67 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 5 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 8 Prozent, wobei der Umsatz im internationalen Bereich mit 7,26 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorjahr um 853 Millionen US-Dollar bzw. 13 Prozent zulegte, während der Umsatz aus Nordamerika mit 3,29 Milliarden US-Dollar im Vergleich zum Vorjahr um 144 Millionen US-Dollar bzw. 4 Prozent zurückging. Die starken Umsätze bei Produkten, Software und Multiclient-Daten zum Jahresende, die im vierten Quartal 2012 ausgewiesen wurden, machten mehr als die Hälfte des sequenziellen Umsatzrückgangs aus. Der Rest war auf jahreszeitlich bedingte Aktivitätsrückgänge in der Nordsee, in Russland und China, wetterbedingte Arbeitsverzögerungen in den GeoMarkets Brunei, Malaysia und Philippinen sowie Australasien und niedrigere Preise infolge von Überkapazitäten auf dem US-amerikanischen Festland zurückzuführen. Diese sequenziellen Auswirkungen wurden jedoch durch starke Explorations- und Bohraktivitäten in Angola und starke winterliche Projektarbeiten in Westkanada und Alaska teilweise ausgeglichen.

Angesichts der erheblichen Auswirkungen der Faktoren Jahresende und Jahreszeiten auf die sequenziellen Ergebnisse wird der Schwerpunkt in den folgenden Abschnitten auf den Jahresvergleich gelegt, sofern nichts anderes vermerkt ist.

Im internationalen Bereich stieg der Umsatz um 13 Prozent, womit die allgemeinen Bohraktivitäten überholt wurden, die im Jahresvergleich um 7 Prozent zulegten. Diese Steigerung war vor allem der Gegend Naher und Mittlerer Osten und Asien zu verdanken, die mit einem Umsatz von 2,5 Milliarden US-Dollar um 21 Prozent zulegte, hauptsächlich aufgrund solider Ergebnisse in sämtlichen Technologiebereichen in Saudi-Arabien, starker IPM-Ergebnisse (integriertes Projektmanagement) im Irak sowie anhaltender Bohraktivitäten am Festland und im Offshore-Bereich in den GeoMarkets Australasien und China. Europa/GUS/Afrika verzeichnete mit einem Umsatz von 2,9 Milliarden US-Dollar eine Steigerung um 11 Prozent, die vor allem auf das südlich der Sahara gelegene Afrika mit starken Erschließungsaktivitäten und Explorationsbohrungen zurückzuführen ist. Die Region Russland und Zentralasien verzeichnete starke Aktivitäten im Offshore-Bereich bei Sachalin sowie auf dem Festland in Westsibirien und Kasachstan, während der GeoMarket Nordsee ein stabiles Wachstum verzeichnete, wobei sich die Aktivitäten von Explorations- zu Erschließungs- und Förderprojekten verlagerten. Lateinamerika verzeichnete mit 1,9 Milliarden US-Dollar ein Umsatzwachstum von 8 Prozent, hauptsächlich dank guter Fortschritte von Schlumberger Production Management (SPM) beim Shushufindi-Projekt in Ecuador. Starke Erträge wurden auch aus den GeoMarkets Mexiko und Mittelamerika sowie Argentinien, Bolivien und Chile berichtet, während die Erträge aus Brasilien unverändert blieben. Nordamerika verzeichnete mit 3,3 Milliarden US-Dollar einen Umsatzrückgang um 4 Prozent –hauptsächlich aufgrund der Aktivitäten auf dem Festland, die im Jahresvergleich 11 Prozent niedriger ausfielen, während der Offshore-Bereich um 26 Prozent zulegte. Die Steigerung des Offshore-Umsatzes erfolgte aufgrund vermehrter Bohraktivitäten, da die Anzahl der Tiefseebohranlagen im US-amerikanischen Golf von Mexiko im Jahresvergleich um mehr als 30 Prozent höher war. Der Umsatzrückgang auf dem Festland war hauptsächlich auf Preisschwächen bei Dienstleistungen mit Druckpumpen und sonstigen Technologien zurückzuführen, da die gesamten Bohraktivitäten im Jahresvergleich um 15 Prozent zurückgingen.

Nach Segment stieg der Umsatz der Reservoir Characterization Group (Reservoircharakterisierungsgruppe) mit 2,8 Milliarden US-Dollar um 221 Millionen US-Dollar bzw. 9 Prozent, angeführt durch zweistellige Wachstumszahlen bei Testing Services und Schlumberger Information Solutions (SIS) aufgrund verbesserter Offshore-Explorationsaktivitäten und höherer Softwareumsätze in sämtlichen internationalen Bereichen. WesternGeco verzeichnete Wachstum aufgrund höherer Schiffsauslastung zu besseren Preisen sowie verbesserter Produktivität mit UniQ* und herkömmlichen seismischen Landtechnologien im Nahen und Mittleren Osten und in Australien. Die Bohrgruppe (Drilling Group) steigerte ihren Umsatz mit 4,1 Milliarden US-Dollar um 347 Millionen US-Dollar bzw. 9 Prozent, angeführt durch die solide Nachfrage nach Dienstleistungen von Drilling & Measurements aufgrund verstärkter Offshore-Bohraktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko, in Afrika südlich der Sahara, Sachalin, Asien und Australien sowie aufgrund vermehrter Bohraktivitäten an wichtigen internationalen Festlandmärkten in Saudi-Arabien, China und Australien. Die Aktivitäten von Drilling Tools & Remedial dehnten sich in allen Bereichen aus, und der Umsatz von IPM verzeichnete mit dem Anlaufen von Projekten im Irak und in Australien einen steilen Anstieg. Die Produktionsgruppe (Production Group) verzeichnete eine Umsatzsteigerung um 243 Millionen US-Dollar bzw. 7 Prozent auf 3,8 Milliarden US-Dollar, mit zweistelligem Wachstum bei den Fördertechnologien Artificial Lift, Well Intervention, Completions und Well Services im internationalen Bereich. Framo und Subsea Services Technologies berichteten Wachstum von mehr als 50 Prozent, während sich der Umsatz von SPM mehr als verdoppelte, da Projekte in Lateinamerika früher als geplant hereinkamen. Die Umsatzsteigerung der Produktionsgruppe wurde jedoch durch einen Umsatzrückgang bei Druckpumpen auf dem nordamerikanischen Festland zum Teil aufgehoben.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das erste Quartal sanken mit 2,0 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 6 Prozent, stiegen jedoch im Jahresvergleich um 4 Prozent. International stiegen die Betriebseinnahmen vor Steuern mit 1,5 Milliarden US-Dollar im Jahresvergleich um 262 Millionen US-Dollar bzw. 21 Prozent, während die Betriebseinnahmen vor Steuern in Nordamerika mit 627 Millionen US-Dollar im Jahresvergleich um 150 Millionen US-Dollar bzw. 19 Prozent zurückgingen.

Trotz des Umsatzrückgangs aufgrund der Auswirkungen von Jahresende und Jahreszeiten sank die operative Marge vor Steuern mit 19,0 Prozent lediglich um 37 Basispunkte (bps) gegenüber dem Vorquartal, wobei die internationale Marge mit 20,5 Prozent stabil blieb und sich die Marge in Nordamerika bei 19,1 Prozent einpendelte.

Im Jahresvergleich sank die operative Marge vor Steuern mit 19,0 Prozent um 59 bps, wobei die operative Marge vor Steuern im internationalen Bereich um 135 bps auf 20,5 Prozent anstieg, während die operative Marge in Nordamerika um 356 bps auf 19,1 Prozent zurückging. Der Nahe und Mittlere Osten und Asien verzeichneten im Jahresvergleich eine Verbesserung der Marge um 125 bps auf 24,3 Prozent, in Europa/GUS/Afrika stieg sie um 120 bps auf 17,8 Prozent, und Lateinamerika verbesserte sich um 123 bps auf 19,5 Prozent. Der Rückgang der Marge in Nordamerika ist größtenteils auf den Preisdruck bei Fördertechnologien von Well Services auf dem Festland zurückzuführen, während die Ausdehnung der Marge im internationalen Bereich auf die starken Beiträge der Technologien von Testing Services und Drilling & Measurements zur verbesserten Rentabilität der vermehrten Explorations- und Bohraktivitäten in Offshore-Gegenden zurückgeführt werden kann. Die verbesserte Rentabilität von projektbezogenen Aktivitäten von IPM und SPM in den Gegenden Lateinamerika sowie Naher und Mittlerer Osten und Asien trug ebenfalls zu der besseren internationalen Marge bei.

Im Jahresvergleich nach Segment verbesserte sich die operative Marge vor Steuern bei der Reservoir Characterization Group um 94 bps auf 27,0 Prozent aufgrund der verbesserten Rentabilität bei Testing Services, während die operative Marge vor Steuern bei der Bohrgruppe aufgrund der von Drilling & Measurements ausgewiesenen besseren Margen um 57 bps auf 17,9 Prozent stieg. Die Produktionsgruppe verzeichnete einen Rückgang der operativen Marge um 237 bps auf 15,1 Prozent, was hauptsächlich auf niedrigere Preise für Fördertechnologien von Well Services auf dem US-amerikanischen Festland zurückzuführen ist, obwohl die Auswirkungen davon durch verbesserte Rentabilität bei SPM-Projekten in Lateinamerika teilweise aufgehoben wurden.

Eine Reihe von Höhepunkten bei der Integration von Technologien trug zu den Ergebnissen im ersten Quartal bei.

Saudi Aramco und Schlumberger haben bei einem gemeinsamen Projekt eng zusammengearbeitet, um eine spezifische Technologie zur Charakterisierung der Porosität beim größten Erdölfeld der Welt zu entwickeln und einzusetzen. Bei dieser Technik, die aufgrund des verwendeten Dekodierungsansatzes CIPHER genannt wird, werden durch nukleare magnetische Resonanz gewonnene Daten zur Strukturempfindlichkeit mit Bildaufzeichnungen anderer spektraler Porositätsmessungen integriert, um eine vollständige Auswertung der Porosität von Karbonatreservoirs zu erhalten. Die komplexen Porositätssysteme von Karbonatgesteinen erfordern Einzelheiten zur Porositätsgeometrie der Karbonate als grundlegende Informationen für eine verbesserte Permeabilitätsbestimmung und eine Prognose zur Möglichkeit einer Erdölgewinnung. Die Kenntnis von Einzelheiten zur Porosität dieser Karbonate ist entscheidend für eine Auswertung der Karbonatformationen. CIPHER ermöglicht eine sprunghafte Verbesserung der Fähigkeit von Saudi Aramco bei Prognosen und betrieblichen Maßnahmen zur maximalen Erdölgewinnung.

In Ostkanada setzte Wireline die neuesten Dienstleistungen für Gesteins- und Flüssigkeitsproben zur Verbesserung von Messqualität sowie Betriebseffizienz bei einer Offshore-Bohrung ein. Mit der Technologie XL-Rock* für großvolumige drehgesteuerte Wandkernbohrungen mit einer neu gestalteten Bohrspitze, die von der Oberfläche aus gesteuert wird, konnten rund 80 Prozent der Wandkerne geborgen werden, von denen sich einige in unverfestigten Zonen mit einer Druckfestigkeit von weniger als 500 psi befanden. Außerdem wurden mithilfe des mit der Technologie Quicksilver Probe* zur konzentrierten Extraktion und mit InSitu Fluid Analyzer* ausgerüsteten MDT*-Systems für modulare Tests der Formationsdynamik Flüssigkeitsproben mit geringer Verunreinigung geborgen. Diese Technologiekombination ermöglichte das Sammeln repräsentativer Gesteins- und Flüssigkeitsproben mit einer bisher unerreichten Präzision und betrieblicher Effizienz.

In Westtexas ermöglichte die Integration von Schlumberger-Technologien die Optimierung einer horizontalen Bohrung von Endeavor in der Wolfcamp-Schieferformation im Permian-Becken. Eine Kombination der Technologien ECS* (Elementar-Spektroskopiesonde) und Sonic Scanner* (akustisches Scannen) wurde zur Charakterisierung eines tieferen Abschnitts des Wolfcamp-Schiefers als zuvor beabsichtigt eingesetzt. Während der Bohrarbeiten wurde das PeriScope*-Instrument von Schlumberger zur Kartierung von Schichtgrenzen eingesetzt, um das horizontale Bohrloch innerhalb der Grenzen des tiefer liegenden Zielbereichs zu halten. Anschließend wurde das horizontale Bohrloch für hohen Durchfluss fertiggestellt, wobei gleichzeitig eine 19-stufige Stimulationsbehandlung mit der Technologie HiWAY* von Well Services für hydraulisches Aufbrechen mit Durchflussstreifen vorgenommen wurde. Diese integrierte Lösung von Schlumberger ermöglichte dem Betreiber eine Steigerung der 60-tägigen Erdölförderung in dieser Bohrung um 34 Prozent im Vergleich zum nächstgelegenen Winkelbohrloch im gleichen Feld.

In Saudi-Arabien installierte Schlumberger Completions in einem Offshore-Feld für Saudi Aramco das weltweit erste multizonale modulare Managementsystem IntelliZone Compact* mit trilateralem 3,5-Zoll-Durchmesser. Die Technologie IntelliZone Compact ist ein hochmodernes System für integrierte intelligente Bohrabschlüsse, das aus einem ferngesteuerten Durchflussregelventil, einem dualen Echtzeitüberwachungssystem mit Positionsfühler für das Sicherheitsventil und einem Durchführungspacker in einer einzigen Vorrichtung besteht. Das System ist so gestaltet, dass die Förderung optimiert und gleichzeitig der Wirkungsgrad der Anlage und der Bedarf an zukünftigen Eingriffen minimiert wird.

In Japan wurde die weltweit erste Offshore-Erdgasförderung aus Methanhydratschichten von der Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC) bestätigt. Eine Kombination aus Schlumberger-Technologien für Formationsauswertung, Bohrung, Bohrlochabschluss und Überwachung wurde von JOGMEC bei der Bohrung von zwei Überwachungs- und einer Fördersonde sowie beim Durchflusstest der Fördersonde durch Dissoziation von Methanhydrat eingesetzt. Die Schlumberger-Technologien umfassten die Reservoir- und Förderüberwachung in Echtzeit mit WellWatcher* zusammen mit faseroptischer verteilter Temperaturmessung und hochauflösenden digitalen Sensoren. Zusätzlich wurde die akustische Scanplattform Sonic Scanner von Wireline vor und nach dem Fördertest mit Technologien zur BARS-Modellierung (Borehole Acoustic Reflection Survey bzw. Survey der akustischen Reflexionen im Bohrloch) und ABC*-Analyse (hinter der Verrohrung) eingesetzt. Diese Schlumberger-Technologien trugen entscheidend dazu bei, dass JOGMEC die Methode und Rentabilität der Erdgasförderung aus Methanhydrat in diesem bahnbrechenden Projekt bestimmen konnte.


Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 2,80 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 11 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 9 Prozent. Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 758 Millionen US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal um 18 Prozent niedriger, im Jahresvergleich aber um 13 Prozent höher. Der Rückgang gegenüber dem Vorquartal ist hauptsächlich auf geringere Multiclient-Umsätze bei WesternGeco und Software-Umsätze bei SIS im Anschluss an die Spitzenwerte zum Jahresende zurückzuführen, wobei diese Effekte durch gesteigerte Schiffsauslastungen bei WesternGeco teilweise aufgehoben wurden.

Im Jahresvergleich stieg der Umsatz um 221 Millionen US-Dollar, angeführt durch das zweistellige Wachstum bei den Aktivitäten von Testing Services und den Software-Umsätzen bei SIS, das dank verbesserter Offshore-Explorationsaktivitäten und Umsatzsteigerungen in sämtlichen internationalen Bereichen erreicht wurde. WesternGeco verzeichnete Wachstum aufgrund höherer Schiffsauslastungen zu besseren Preisen sowie verbesserter Produktivität mit UniQ und herkömmlichen seismischen Landtechnologien im Nahen und Mittleren Osten und in Australien.

Die operative Marge vor Steuern sank mit 27,0 Prozent sequenziell um 215 bps, stieg aber im Jahresvergleich um 94 bps. Der sequenzielle Rückgang der Marge lässt sich auf die jahreszeitlich bedingt schwächeren Umsätze mit Multiclient-Daten von WesternGeco und SIS-Software zurückführen.

Im Jahresvergleich verbesserte sich die operative Marge vor Steuern aufgrund besserer Rentabilität bei Testing Services, wo man von Offshore-Explorationsaktivitäten mit hoher Gewinnspanne profitieren konnte.

Eine Reihe von technologischen Höhepunkten bei der Reservoir Characterization Group trug zu den Ergebnissen im ersten Quartal bei.

WesternGeco hat als Vorbereitung auf das 2014 anstehende Bieterverfahren unlängst die Erfassung der ersten hochauflösenden Multiclient-Breitbandvermessung in Neuseeland abgeschlossen. Bei dem im Offshore-Bereich vor Taranaki durchgeführten Survey kamen verschiedene Technologien von WesternGeco zum Einsatz, darunter die Streamer-Technologie Q-Marine Solid*, die mit Gleitkerbe ausgestattete Breitbandtechnik ObliQ* für Datenerfassung und Bildgebung, die kalibrierten seismischen Breitbandquellen Delta* für den Marinebereich sowie die Erfassungsmethode Continuous Line Acquisition* für volle Abdeckung in seichten Gewässern. Aus Rücksicht auf die Umwelt in dieser Gegend arbeitete WesternGeco eng mit lokalen Umweltorganisationen und Aufsichtsbehörden zusammen, um sicherzustellen, dass die Vermessung auf sichere und verantwortungsbewusste Weise durchgeführt wurde, wofür die Abteilung vom neuseeländischen Naturschutzministerium gelobt wurde.

WesternGeco erhielt einen Auftrag von Thombo Petroleum Ltd. zur Durchführung und Verarbeitung einer 3D-Vermessung mithilfe der isometrischen seismischen Meerestechnologie IsoMetrix* im Offshore-Block 2B in Südafrika. Die Survey deckt einen Bereich von 686 km2 über den A-J1-Graben vollständig ab, in dem sich laut Thombo Petroleum ein Erdölfund sowie weitere aussichtsreiche Stellen an den Rändern befinden. Thombo hält den Einsatz der IsoMetrix-Technologie für einen wichtigen Schritt zur Auswertung der dortigen Reserven und Ressourcen.

Im Offshore-Bereich in Angola schloss WesternGeco eine 4D-Überwachungsmessung über 600 km2 mithilfe der Technologie Q-Marine* ab, die über die von Total Exploration and Production Angola betriebenen Felder Girassol, Jasmin, Dalia und Rosa führte. Dieser sehr dicht erschlossene Bereich umfasst zwei FPSOs, zwei Ladestationen für Tanker und eine Bohrinsel, was den Einsatz einer Technik mit Unterschwingen mit einem zusätzlichen Schiff zum Aufzeigen des Reservoirs unter den an der Wasseroberfläche befindlichen Einrichtungen erforderte.

BP hat WesternGeco einen der größten Aufträge zur Datenverarbeitung und Abbildung einer Fläche von ca. 900 km2 aufgrund von Meeresbodenkabel-Daten im South-Columbus-Becken von Trinidad und Tobago vergeben. Die Surveys wurden über zwei Winter mithilfe der Technologie Q-Seabed* und der SimSource*-Methode zur simultanen Erfassung von seismischen Quellen angelegt. Der Auftrag ist Teil einer mehrjährigen Zusammenarbeit zwischen den beiden Unternehmen an mehreren Projekten, in deren Rahmen das gemeinsame Team von BP und WesternGeco den weltweit anerkannten BP-Helios-Preis gewonnen hat.





Nach der Freigabe des Seismiksystems UniQ mit integrierten Empfängerantennen für Festlandvermessungen, das gemietet oder erworben werden kann, nutzen bereits mehrere Unternehmen diese Technologie. IG Seismic Services Ltd (IGSS) erwarb ein System mit 40.000 Kanälen, das in Russland erfolgreich eingesetzt wird. Die Sichuan Geophysical Company (SCGC) in China mietete ein System mit 45.000 Kanälen und schloss damit ein Projekt für die PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company mit bisher unerreichter Effizienz ab. Ein einjähriger Mietvertrag läuft zudem für den Einsatz des UniQ-Systems bei Projekten in Mexiko.

In Australien wurde der professionelle Magnetresonanzdienst MR Scanner* von Wireline in einem komplexen Glaukonitreservoir zur Flüssigkeitsbestimmung in einer Erschließungsbohrung für Apache im Stag-Feld eingesetzt. Die hohe Glaukonitkonzentration wirkte sich auf die Widerstandsaufzeichnungen aus, sodass die Sättigungen und sogar die Flüssigkeitsarten mit herkömmlichen Aufzeichnungsmethoden nicht bestimmt werden konnten. Mit der Flüssigkeitsbestimmung von MR Scanner konnte jedoch nicht nur die Sättigung, sondern auch der Wasser-Öl-Gas-Kontakt bestimmt werden. Dieser Erfolg hat dazu geführt, dass Apache die Technologie in das Programm zur Bohrlocherschließung in diesem Feld aufnimmt.

In Kuwait wurde die Technologie Dielectric Scanner* von Wireline zur dielektrischen Multifrequenzdispersion für die Kuwait Oil Company (KOC) eingesetzt, um förderfähige Wasserzonen in einer horizontalen Bohrung im Raudhatain-Feld mit komplexer Stratigrafie und sedimentologischen Variationen zu erfassen. Anschließend wurde das MDT-System für modulare Tests der Formationsdynamik mit der Technologie Quicksilver Probe zur konzentrierten Extraktion eingesetzt, um den Wasseranteil in den interessanten Zonen zu quantifizieren und die Ergebnisse der Arbeiten mit Dielectric Scanner zu bestätigen. Dies Flüssigkeitscharakterisierung half dem Kunden bei der Optimierung der Bohrlochabschlüsse und beim Erreichen einer effizienten Entölung des Reservoirs zur maximalen Rückgewinnung.

In Alaska wurden der Traktor TuffTRAC* für Arbeiten an eingefassten Bohrlöchern und die tief eindringenden Perforationsladungen PowerJet Omega* von Wireline zur erneuten Perforation von vier Bohrungen für Cook Inlet Natural Gas Storage im Kenai-Gasfeld eingesetzt. Zuvor waren sämtliche perforierten Bohrlöcher in dem Feld aus dem Gleichgewicht geraten, und die Durchflusstests blieben unter den Erwartungen. Um Perforationsschäden zu minimieren und einen effizienteren Perforationstunnel zu ermöglichen, wurden die Bohrungen unter ausgeglichenen Druckbedingungen erneut perforiert, was zu einer Steigerung der Injektionsraten von 50 auf 300 Prozent führte.

In Kolumbien wurden die Wireline-Technologien Flow Scanner* für Förderaufzeichnungen bei horizontalen und abgewichenen Bohrungen sowie RST* für Reservoirsättigung zur Erfassung von Formationsbewertungsdaten in fünf offenen Kiesschüttungsbohrungen für Hocol S.A. eingesetzt. Die Datenauswertung der Schlumberger-Abteilung PetroTechnical Services gab dem Kunden ein besseres Verständnis des Förderprofils und der Eigenschaften des Reservoirs sowie ihres Einflusses auf die Förderleistung entlang der horizontalen Abschnitte der Bohrungen. In der Folge plant Hocol S.A. eine neue Erschließungsstrategie, die Verbesserungen sowohl bei den Bohr- als auch bei den Abschlussarbeiten umfasst.

In Kasachstan wurde die Wireline-Technologie PressureXpress* für Druckmessungen während des Aufzeichnens für Karachaganak Petroleum Operating B.V. (ein Zusammenschluss zwischen ENI, BG, Chevron, Lukoil und KazMunaiGaz) in einer erweiterten horizontalen 6-Zoll-Bohrung eingesetzt und sorgte für die bisher tiefste Formationsdruckmessung im Karachaganak-Feld. Das PressureXpress-Instrument wurde in einem schwierigen 1.200 Meter langen horizontalen Abschnitt mithilfe bewährter Verfahren (Best Practices) in Bezug auf Arbeitsstrukturierung, Planungsausführung und Echtzeitüberwachung am Bohrgestänge eingesetzt. Die erfassten Daten verhalfen dem Betreiber zu einem besseren Verständnis der Druckverhältnisse von der Hauptbohrplattform hin zur westlich gelegenen Anhäufung.

In Kolumbien wurden die akustische Scanplattform Sonic Scanner von Wireline und das Ultraschallbildgerät USI* zusammen mit der Software CBL Adviser* zur Auswertung von Zementbindungen für Union Temporal IJP eingesetzt, um die Brucheigenschaften in der Nähe des Bohrlochs bei einer ölproduzierenden Bohrung im Palagua-Feld zu bestimmen. Mit fachübergreifender Unterstützung zur Reservoircharakterisierung von der Schlumberger-Abteilung PetroTechnical Services wurden Höhe und Ausbreitung der Brüche detailliert festgehalten, was neue Schätzungen zur Produktivität der Bohrung ermöglichte. In der Folge plant der Kunde nun die Ausführung derselben Arbeitsabläufe bei zwei zusätzlichen Bohrungen.

In Russland führte die Schlumberger-Abteilung Testing Services für Venineft einen komplexen Bohrtest bei hohen Durchflussraten im Offshore-Bereich vor Sachalin durch. Trotz widrigen Wetterbedingungen, einer Bohrinsel mit zeitlich begrenztem Einsatzfenster und hohen Kosten verlief der Bohrtest reibungslos und führte zu einer Einsparung der Bohrzeit um 10 Prozent gegenüber dem Plan. Ermöglicht wurde dieser Erfolg durch einen spezifisch gestalteten Bohrtest, gründliche Arbeitsvorbereitung, Datenüberwachung in Echtzeit und die Zusammenarbeit zwischen den Teams von Venineft und Schlumberger sowohl im Offshore-Bereich als auch auf dem Festland.

In den VAE ist ein neuer Rahmenvertrag für Onshore-Erdölförderbetriebe mit der Abu Dhabi Company (ADCO) unterzeichnet worden. Durch diesen Dreijahresvertrag erhalten sämtliche Geschäftseinheiten von ADCO Zugang zu E&P-Softwaretechnologien, technischen Beratungs- und Ausbildungsdienstleistungen von Schlumberger. Dank der einzigartigen Kapazität von Schlumberger für durchgehende Lösungen in der Petrotechnik, die Seismik, geologische Modellierungen, Reservoirstimulation und Wirtschaftlichkeitsberechnungen im Erdölbereich umfassen, tritt das Unternehmen auch weiterhin als zuverlässiger Technologiepartner von ADCO auf.

In Südafrika entschied sich Sasol Petroleum International für die E&P-Software Petrel* von Schlumberger als Wahlplattform zur Modellierung und seismischen Interpretation sämtlicher Anlagen. Dies ist Teil eines strategischen wissenschaftlichen Projekts, das Software, Datenmanagement und Prozessumgebung umfasst. Die Petrel-Software bietet den jeweiligen Teams die notwendige Integration und schafft die Voraussetzungen für ein Umfeld zum gemeinschaftlichen „Denken und Planen“.

In Polen hat sich die Polish Oil and Gas Company S.A. (PGNiG) ebenfalls für die E&P-Software Petrel als Wunschplattform zur Reservoirmodellierung und seismischen Interpretation sämtlicher inländischer Anlagen entschieden, mit speziellem Schwerpunkt auf Konzessionen für Schiefergas. Die Entscheidung zugunsten der Petrel-Technologieplattform steht im Einklang mit dem Bestreben von PGNiG zur Verbesserung der Exploration und Erschließung von unkonventionellen Gasvorkommen.


Drilling Group

Der Umsatz im ersten Quartal war mit 4,1 Milliarden US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal unverändert, im Jahresvergleich jedoch um 9 Prozent höher. Der Betriebsgewinn vor Steuern lag mit 741 Millionen US-Dollar um 7 Prozent höher als im Vorquartal und um 13 Prozent höher als im Vorjahr. Gegenüber dem Vorquartal blieb der Umsatz unverändert, da ein Rückgang bei den Produktumsätzen von M-I SWACO nach Höchstwerten zum Jahresende von höheren Erträgen bei Dienstleistungen von Drilling & Measurements, verbesserten Preisen aufgrund einer günstigeren Technologiemischung und vermehrten Aktivitäten in den Gegenden Europa/GUS/Afrika und Naher und Mittlerer Osten ausgeglichen wurde.

Im Jahresvergleich stieg der Umsatz um 347 Millionen US-Dollar vor allem dank des soliden Wachstums bei Technologien von Drilling & Measurements aufgrund verstärkter Offshore-Bohraktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko, in Afrika südlich der Sahara, Sachalin, Asien und Australien sowie aufgrund vermehrter Bohraktivitäten an wichtigen internationalen Festlandmärkten in Saudi-Arabien, China und Australien. Die Aktivitäten von Drilling Tools & Remedial steigerten sich in allen Bereichen, und auch IPM verzeichnete mit dem Anlaufen von Projekten im Irak und in Australien einen steilen Anstieg.

Die operative Marge vor Steuern stieg mit 17,9 Prozent sequenziell um 111 bps und im Jahresvergleich um 57 bps. Gegenüber dem Vorquartal verbesserte sich die Marge infolge besserer Preise aufgrund einer technologisch hochstehenderen Mischung bei den Dienstleistungen von Drilling & Measurements sowie aufgrund der verbesserten Rentabilität von IPM-Projekten im Nahen und Mittleren Osten.

Im Jahresvergleich verbesserte sich die operative Marge vor Steuern durch verstärkte Bohraktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko und in den internationalen Bereichen sowie durch günstigere Preise aufgrund eines besseren Technologiemix' – besonders bei Drilling & Measurements.

Eine Reihe von Technologien der Drilling Group trug zu den Ergebnissen des ersten Quartals bei.

In China erreichte die erste Umsetzung des hochleistungsfähigen Drehsteuersystems PowerDrive Archer* von Schlumberger mit integrierter Bohrkopf-Designplattform IDEAS* von Smith zwei Rekorde bei der Erstellung von drei Tiefbohrungen für PetroChina im Hade-Feld: längster Durchgang mit einem Bohrkopf in einem 8,5-Zoll-Abschnitt sowie höchste Bohrgeschwindigkeit. Außerdem erreichte die PowerDrive-Archer-Technologie mit der tiefsten vertikalen Gesamtbohrung seit ihrer Markteinführung im Jahr 2012 auch einen weltweiten Rekord. Die Kombination der Technologien PowerDrive Archer und Smith Bits ermöglichte Bohrarbeiten vom Ablenkpunkt bis zur Sohle in einem einzigen Durchgang, was sich im Vergleich zu früheren Bohrsystemen in Einsparungen von bis zu fünf Durchgängen bzw. sieben Tagen pro Bohrung für den Betreiber niederschlug. Die Synergien zwischen diesen Technologien erlaubten PetroChina zudem eine Verkürzung des Aufschüttabschnitts und eine um etwa 20 Prozent größere Reservoirfreilegung.

Ebenfalls in China erreichte Drilling & Measurements im Jahr 2012 mehrere Bohrrekorde im Changbei-Projekt für Shell. Bisher gelten drei der vier abgeschlossenen seitlichen dualen Bohrungen als „Best in Class“, und die vierte befindet sich im obersten Viertel im Vergleich mit Bohrungen im gleichen Feld in den vergangenen sechs Jahren. Der Bohrauftrag auf Leistungsbasis ist auf die Zielsetzungen von Shell ausgerichtet und hat dem Kunden bereits erhebliche Einsparungen von 101 Arbeitstagen gegenüber den genehmigten Gesamtausgaben eingebracht. Dieser Erfolg wurde durch die gemeinsamen Bemühungen der Außendienstmitarbeiter von Drilling & Measurements und des Teams von Shell in Changbei ermöglicht.

Im Südchinesischen Meer wurden das Drehsteuersystem PowerDrive* von Drilling & Measurements, die Multifunktionsdienstleistung EcoScope*† für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs und die PeriScope-Technologie zur Kartierung von Schichtgrenzen für die CACT Operators Group (CNOOC, Chevron und ENI) eingesetzt, um enorm vielschichtige reife Reservoirs in einem horizontalen Wiedereintrittsbohrprojekt zu erschließen. Durch die präzise Platzierung der gesamten seitlichen Abschnitte der horizontalen Bohrungen innerhalb des 2 Meter dünnen Zielreservoirs konnte der Betreiber den Abfluss von Kohlenwasserstoff verbessern. In der Folge ist die Förderrate bei den horizontalen Bohrlöchern gestiegen und weist einen im Vergleich zu den Erwartungen sehr geringen Wasseranteil auf.

In Russland haben Technologien der Bohrgruppe von Schlumberger einen neuen Maßstab bei horizontalen Bohrleistungen für Eriell im Samburgskoe-Feld in der Gegend von Nowy Urengoi gesetzt. Die Kombination der Drehsteuertechnologie PowerDrive X6* der Schlumberger-Abteilung Drilling & Measurements mit einem maßgefertigten PDC-Bohrkopf (aus polykristallinen Diamanten) von Smith mit hochwertiger Schneidtechnologie erreichte eine Bohrgeschwindigkeit von 32 m/h bei einer horizontalen Bohrung, was einem neuen Rekord in diesem Feld gleichkommt.

Ebenfalls in Russland setzte Drilling & Measurements die Technologie MicroScope* für Widerstandsmessungen und Bildgebung während des Bohrvorgangs in der Region Perm für Lukoil ein. Die Arbeiten erwiesen sich in der Karbonatformation im Pavlovskoye-Ölfeld als sehr effizient und lieferten während des Bohrvorgangs präzisere Informationen zum Formationswiderstand in dieser höchst widerstandsfähigen Umgebung, aber auch zu einfallenden Strukturen und Brüchen. Indem diese wichtigen Informationen in Echtzeit eingeholt wurden, konnten zwei horizontale Bohrlöcher genau im Sweet Spot des Reservoirs angelegt werden. Der bewährte Nutzen der MicroScope-Messungen schuf neue Gelegenheiten für die rasche Ausbreitung dieser Technologie im Gebiet Wolga/Ural sowie am gesamtrussischen Markt.

An einem anderen Ort in Russland, nämlich im Dulisma-Feld in Ostsibirien, sind Technologien der Bohrgruppe von Schlumberger für Gazprom Burienie eingeführt worden. Die Integration von lenkbaren PowerPak*-Motoren von Drilling & Measurements und maßgefertigten Smith-Bohrköpfen ermöglichte die Bohrung eines horizontalen 8,5-Zoll-Abschnitts mit dem kompliziertesten Profil in diesem Feld für diesen Kunden. Insbesondere durch die PDC-Technologie von Smith Bits konnten die technischen Schwierigkeiten im Dolerit-Abschnitt der Formation überwunden werden, worauf 1.383 Meter in einem einzigen Durchgang und nicht wie bei früheren Bohrungen in mindestens drei Durchgängen gebohrt werden konnten.

Im Offshore-Bereich in Australien wurden Technologien der Bohrgruppe von Schlumberger für Vermilion Oil & Gas eingesetzt, um eine äußerst schwierige Bohrung in einem Feld mit einem extrem unkonsolidierten Reservoir vorzunehmen. Zu den eingesetzten Technologien gehörten das hochleistungsfähige Drehsteuersystem PowerDrive Archer von Drilling & Measurements, die Multifunktionsdienstleistung EcoScope für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs, PeriScope zur Kartierung von Schichtgrenzen sowie maßgefertigte Smith-Bohrköpfe mit der integrierten Bohrkopf-Designplattform IDEAS zusammen mit der Dienstleistung WellDefined TVD* zur Survey-Optimierung. Diese Kombination ermöglichte die präzise Platzierung des Bohrlochs bei einer schwierigen Bahn innerhalb der erwünschten Zone und zwischen zuvor angelegten Bohrlöchern. Mit der PeriScope-Technologie konnte ein erwarteter Wasserkegel kartiert und die Bohrung in die erwünschte Sandschicht gelenkt werden. Diese Arbeiten wurden in einem einzigen Durchgang mit einer Länge von 2.200 Metern durchgeführt.

In Thailand erhielt die Schlumberger-Abteilung Drilling & Measurements kürzlich einen Auftrag für sämtliche Offshore-Arbeiten bei PTTEP mit MWD-Technologie (Messungen während des Bohrvorgangs). Dieser Dreijahresvertrag bedeutet den Wiedereintritt von Drilling & Measurements und Schlumberger in den Markt für Englochbohrungen im Golf von Thailand. Diese schwierige Bohrumgebung mit enorm hohen Temperaturen erfordert spezielle MWD-Technologie, die bei 200 °C betrieben werden kann.

In Ecuador verhalf Technologie von Smith Bits EP Petroecuador zur schnellsten je festgehaltenen Bohrgeschwindigkeit im 12,25-Zoll-Abschnitt einer Bohrung im Auca-Feld. Der maßgefertigte 12,25-Zoll-PDC-Bohrkopf von Smith mit ONYX*-Schneidtechnologie wies nur minimale Abnutzung auf, wodurch das Betreiberunternehmen im Vergleich zu ähnlichen Bohrungen, bei denen zwei bis drei herkömmliche PDC-Bohrköpfe eingesetzt wurden, über drei Arbeitstage einsparen konnte.

In Argentinien wurden das hochleistungsfähige Drehsteuersystem PowerDrive Archer von Schlumberger und maßgefertigte Bohrköpfe von Smith für Apache zum Anlegen eines horizontalen Bohrlochs in der unkonventionellen Schieferformation Vaca Muerta im Neuquen-Becken eingesetzt. Diese Kombination aus Bohrtechnologien von Schlumberger ermöglichte die Optimierung der Bogen- und Absaugabschnitte der Bohrung, die in einem einzigen Durchgang zu durchschnittlich 35 Prozent höheren Bohrgeschwindigkeiten als bei Winkelbohrungen angelegt wurden. In der Folge erreichte der 8,5-Zoll-Abschnitt die Endtiefe sieben Tage früher als geplant.

2013 half der Einsatz eines integrierten Bohrsystems von Schlumberger mit Bohrkopf, Spülmittel und Motor der Firma Vintage Production California LLC, einer hundertprozentigen Tochtergesellschaft der Occidental Petroleum Corporation (Vintage), bei der Senkung der Bohrkosten um 36 Prozent sowie bei der Verbesserung der betrieblichen Effizienz um 33 Prozent im kalifornischen Rose-Feld. Der Ansatz mit diesem Bohrsystem führte dazu, dass eine rund 3.900 Meter lange Bohrung in 9,4 Arbeitstagen weniger angelegt werden konnte. Zu dieser Leistungssteigerung beigetragen haben Schlammmotoren von Schlumberger für die oberen Bohrlochabschnitte, ein PowerDrive-Drehsteuersystem für die seitlichen Abschnitte und ein maßgefertigter PDC-Bohrkopf von Smith. Mit dem System wurde ein Bogenabschnitt mit 8 Grad Neigung auf 30 Metern mit optimaler Bohrgeschwindigkeit angelegt. Flüssigkeiten von M-I SWACO wurden für Toninhibition und Schmierfähigkeit eingesetzt, wodurch auch schwere Feststoffe unter Kontrolle gehalten werden konnten, was den NPT-Wert im Zusammenhang mit der Abnutzung von Werkzeugen an der Bohrlochsohle sowie von Bohrkomponenten reduzierte. Die Zusammenarbeit der Teams von Schlumberger und Vintage vor Ort ermöglichte Bohrspülungen und verhinderte das Einklemmen von Gestänge, während die Optimierung des Bohrsystems zu den oben erwähnten Ergebnissen führte. Der uneingeschränkte Zugang zu sämtlichen Daten der Zementierungsdienste von Schlumberger führte zu optimalen und zeitgerechten Zementmischungen, mit denen eine wirksame Zonenabgrenzung herbeigeführt werden konnte.

In Brasilien schloss IPM drei Offshore-Bohrungen für Vanco im Santos-Becken ab, das für seine schwierigen Bohrbedingungen mit formationsbedingten Vibrationen, gravierenden Haft-Gleit-Effekten und einem hohen Temperaturgefälle berüchtigt ist. Die eingesetzten Technologien von Schlumberger wurden von einem interaktiven OSC* (Zentrum für Dienstleistungen im Zusammenhang mit Bohrarbeiten) unterstützt, wodurch ein brasilianischer Rekord für den längsten Bohrdurchgang in einem 17,5-Zoll-Abschnitt erreicht wurde. Insgesamt wurden im Vergleich zum Plan mit den vom Betreiber genehmigten Aufwendungen 21 Arbeitstage eingespart.

Ebenfalls in Brasilien wurde die Fluidtechnologie WARP* von M-I SWACO für Petrobras bei einer HPHT-Explorationsbohrung im Tiefseebereich mit einem engen Einsatzfenster in Bezug auf Schlammdruck eingesetzt. Die WARP-Technologie ermöglichte das planmäßige Anlegen des Bohrlochs und verbesserte die Möglichkeit zur Datenerfassung über die Instrumente für Messungen und Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs mit bis zu zehnmal höheren Signalstärken als bei herkömmlichen Bohrflüssigkeitssystemen. Diese Leistungssteigerung gab Petrobras mehr Vertrauen in die Daten, die durch die Technologien StethoScope* (Formationsdruck), TeleScope* (Hochgeschwindigkeitstelemetrie) und sonicVISION* (Akustik) von Drilling & Measurements während des Bohrvorgangs erfasst wurden.

Wiederum im brasilianischen Santos-Becken ermöglichte die WARP-Flüssigkeitstechnologie mit mikronisiertem, verflüssigtem Baryt von M-I SWACO den Einsatz des Ultraschallbildgeräts UBI* von Wireline im Bohrloch einer HPHT-Explorationsbohrung für OGX im Tiefseebereich. Durch den Einsatz einer 2-4 Mikrometer messenden geschützten Beschwerungssubstanz, was etwa zehnmal kleiner ist als herkömmliches Baryt gemäß API-Standard, wurde durch die WARP-Technologie ein hohes Schlammgewicht von 17,2 ppg (Pfund pro Gallone = etwa 2,06 kg/l) mit geringen rheologischen Eigenschaften und ohne Absinken oder Ausschlämmen von Baryt erreicht. Diese Kombination aus Technologien von Schlumberger ergab für OGX eine verbesserte Formationsauswertung bei geringerem Betriebsrisiko in einer schwierigen HPHT-Umgebung.


Production Group

Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 3,8 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 4 Prozent, stieg im Jahresvergleich jedoch um 7 Prozent. Das Betriebsergebnis vor Steuern war mit 573 Millionen US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal 3 Prozent und im Jahresvergleich um 8 Prozent niedriger. Die sequenziellen Rückgänge sind hauptsächlich auf geringere Produktumsätze bei Completions und Artificial Lift im Anschluss an die Spitzenwerte zum Jahresende zurückzuführen. Darüber hinaus fielen auch die Fördertechnologien von Well Services aufgrund schwächerer Preise infolge von Überkapazitäten auf dem US-amerikanischen Festland geringer aus – dies trotz zunehmender Winteraktivitäten in Westkanada.

Im Jahresvergleich stieg der Umsatz um 243 Millionen US-Dollar dank zweistelligem Wachstum bei Fördertechnologien von Artificial Lift, Well Intervention, Completions und Well Services in den internationalen Gegenden. Framo und Subsea Services Technologies berichteten Wachstum von mehr als 50 Prozent, während sich der Umsatz von SPM mehr als verdoppelte, da Projekte in Lateinamerika früher als geplant hereinkamen. Die Umsatzsteigerung der Gruppe wurde jedoch durch einen Umsatzrückgang bei Druckpumpen auf dem nordamerikanischen Festland etwas gedrückt.

Die operative Marge vor Steuern blieb mit 15,1 Prozent gegenüber dem Vorquartal unverändert, was jedoch im Jahresvergleich einem Rückgang um 237 bps gleichkommt. Gegenüber dem Vorquartal verbesserte sich die Marge aufgrund verbesserter Rentabilität bei Aktivitäten im Zusammenhang mit SPM-Projekten in Lateinamerika sowie besserer Ergebnisse von Well Services sowohl im US-amerikanischen Golf von Mexiko als auch im internationalen Bereich. Diese Verbesserung wurde jedoch durch die Preisschwäche am US-amerikanischen Festland aufgehoben. In einem anderen Bereich auf dem nordamerikanischen Festland verbesserte sich die Marge von Well Services infolge höherer Aktivitäten in Westkanada und niedrigerer Kosten für Guar um 135 bps.

Im Jahresvergleich ging die operative Marge vor Steuern hauptsächlich aufgrund der Preisschwäche bei den Fördertechnologien von Well Services auf dem US-amerikanischen Festland zurück, obwohl die Auswirkungen davon durch verbesserte Rentabilität bei SPM-Projekten in Lateinamerika teilweise aufgehoben wurden.

Zu den Höhepunkten während des Quartals gehörte eine Reihe von Erfolgen für die Technologien der Produktionsgruppe.

In Rumänien wurde der LiteCRETE*-Schlamm von Well Services für OMV Petrom im Dealu-Batran-Feld als optimale Technologie zur Zementierung erschöpfter Reservoirs mit Anfälligkeit für Flüssigkeitsverluste eingesetzt. Infolge des Einsatzes der LiteCRETE-Technologie bei zahlreichen Bohrungen wurden Verluste abgeschwächt und Zonenabgrenzungen durch Zement- und variable Dichtelogs bestätigt. In der Folge ließen sich für den Betreiber Sanierungsmaßnahmen mit Zementierungsarbeiten vermeiden, was Kosteneinsparungen im Zusammenhang mit Bohrgeräten und -dienstleistungen mit sich brachte.

In Russland wurde eine erfolgreiche Behandlung mit hydraulischem Aufbrechen für das erste SPM-Projekt mit TNK-BP Varyeganneftegas im Novo-Khokhryakovskoye-Feld durchgeführt. Die anfängliche Förderrate des Bohrlochs übertraf die Erwartungen des Kunden um 50 Prozent. Die nach der Frakturbewertung erfassten Daten werden zur künftigen Optimierung des horizontalen Bohrlochabschlusses verwendet.

In Russland ist die Zementierungstechnologie CemCRETE* auf Betonbasis von Well Services für die Open Joint Stock Company (OJSC) Verkhnechonskneftegaz eingesetzt worden, um die Qualität des Zementmantels wesentlich zu steigern und die Lebensdauer der Bohrlöcher im VCNG-Feld in Ostsibirien zu verlängern. Darüber hinaus hat sich die Bohrabteilung des Kunden dafür entschieden, im Verlauf des Jahres 2013 die herkömmliche Zementierungstechnologie für Schlamm mit niedriger Dichte in sämtlichen Bohrungen im VCNG-Feld durch den Zementzusatz LITEFIL* von Well Services zu ersetzen.

In Südmexiko schloss Schlumberger die erste horizontale Bohrung für Pemex im Terra-Feld mit über 500 Metern Schlitzrohrfahrt in einer Förderzone mit höchst heterogenen Karbonaten ab. Eine Stimulationsbehandlung wurde mithilfe der Emulsion SXE* superX und der viskoelastischen Umlenkflüssigkeit VDA* von Well Services durchgeführt und ergab eine anfängliche Erdölfördermenge von etwa 5.000 Barrel pro Tag oder 66 Prozent mehr als geplant. Infolgedessen legt der Kunde nun ein zweites horizontales Bohrloch im gleichen Feld an, wo auch eine ähnliche Stimulationsbehandlung durchgeführt werden soll. Dieser Erfolg wurde durch die spezifischen Ingenieurs- und Gemeinschaftsarbeiten zwischen den Außendienstteams von Pemex und Schlumberger ermöglicht.

In Kuwait wurden Technologien der Schlumberger-Abteilung Well Intervention Services für KOC zur Wiederherstellung eines Bohrlochs eingesetzt, aus dem seit 2000 nichts mehr gefördert wurde. Ein neuartiger Ansatz wurde zum ersten Mal in diesem Feld verfolgt, bei dem eine Stimulation mit der Live-Performance-Matrixdienstleistung ACTive* und verteilten Temperaturmessungen (DTS) mit der Dienstleistung ABRASIJET* für hydraulisches Schneiden und Perforieren von Rohren kombiniert wurde. Außerdem wurden energetisierte Flüssigkeiten zur optimierten Durchdringung der Formation mit der Behandlung und zur Steigerung des Reservoirkontakts für optimale Ergebnisse eingesetzt. Der Eingriff wurde erfolgreich gestaltet und ausgeführt, sodass das Bohrloch nun wieder im Fluss ist und einen Beitrag zur Fördermenge von KOC leistet.

Im britischen Teil der Nordsee wurden Technologien der Schlumberger-Abteilung Completions für Xcite Energy bei der intelligenten Fertigstellung einer einzigartigen Bohrung in einer Mehrfachzone im Bentley-Feld eingesetzt. Die IntelliZone*-Reihe mit Zonenmanagementsystemen wurde mit dem SFIV*-System für oberflächengesteuerte Formationsisolierungsventile kombiniert, womit der Durchfluss bei zwei horizontalen Bohrlöchern während eines längeren Testdurchgangs gesteuert werden konnte. Überdies wurde die WellWatcher-Technologie zur Echtzeitüberwachung von Reservoir und Förderleistung zusammen mit DTS eingesetzt, während eine elektrische Tauchpumpe mit variabler Antriebsgeschwindigkeit den nötigen Auftrieb für eine Förderung in diesem Bohrloch lieferte. Bahnbrechende 14 Steuerleitungen wurden in dem Bohrloch eingerichtet, um ein integriertes Managementsystem mit mehreren Zonen bereitzustellen, das effiziente Fördertests und Datenerfassungen aus den beiden Bohrlöchern ohne teure Bohreingriffe ermöglichte.

In Norwegen lieferte Schlumberger eine umfassende Produkt- und Dienstleistungspalette für Shell bei zwei unterseeischen Erdgasbohrungen im Offshore-Bereich im Ormen-Lange-Feld. Das Angebot umfasste OptiPac* Alternate Path‡, WellWatcher zur Echtzeitüberwachung von Reservoir und Förderleistung sowie FIV*-Ventilsysteme zur Formationsisolierung. Die OptiPac-Technologie ermöglichte eine positive Kiesaufschüttung im Bohrloch in einer praktisch leergeförderten Formation, wodurch die Langlebigkeit des Abschlusses verbessert wurde. Die beiden Bohrlöcher wurden erfolgreich in Betrieb genommen, indem das FIV-Instrument durch ein ferngesteuertes Gerät auf verlässliche Weise aktiviert werden konnte, was den Betrieb vereinfacht und dem Betreiber pro Bohrloch Einsparungen in Höhe von 15 Millionen US-Dollar einbringt.

In Indonesien erhielt die Schlumberger-Abteilung Artificial Lift von CNOOC einen Sechsjahresvertrag zur Wartung von elektrischen Tauchpumpen (ESP) bei 144 Offshore-Bohrungen im South-Sumatra-Feld. Die Auftragsvergabe beruht auf den bewährten Erfolgen von Schlumberger bei der Bereitstellung höchst verlässlicher Systeme für die schwierigen Bohrbedingungen im South-Sumatra-Feld seit fast 40 Jahren.

In Kanada setzte die Schlumberger-Abteilung Completions das Falcon*-System zur mehrphasigen Stimulation mit abgestuft löslichen Kugeln für Mancal Energy ein, um sechs neue Bohrlöcher abzuschließen und dabei insgesamt 95 Phasen zu stimulieren. Die löslichen Kugeln wurden durch Bohrspülmittel aktiviert. Der Einsatz dieser Alternative zu herkömmlichen Falcon-Kugeln senkt die Wahrscheinlichkeit eines Eingriffs mit Rohrwendeln während der Fertigstellung, was in dieser Gegend 200.000 US-Dollar pro Bohrloch kosten kann.

In Russland hatte 2012 eine Reihe technologischer Anwendungen von Schlumberger Erfolg für Gazpromneft-Razvitie im Messoyakha-Feld. Die Periscope-Technologie der Schlumberger-Abteilung Drilling & Measurements zur Kartierung von Schichtgrenzen wurde zur besseren Platzierung horizontaler Bohrabschnitte und für ein besseres Verständnis der Reservoirbedingungen eingesetzt. Zwei horizontale Bohrungen wurden mit den verdichteten Edelstahlsieben MeshRite* der Schlumberger-Abteilung Sand Management Services fertiggestellt, um den Sandrückfluss während der Förderung zu senken. Außerdem lieferte die Schlumberger-Abteilung Testing Services erweiterte Bohrtestdienstleistungen an zwei Stellen im East-Messoaykha-Feld. Durch die unter kontrollierten und umweltfreundlichen Bedingungen ausgeführten Arbeiten konnte Gazpromneft-Razvitie die vorhandenen Reserven bestätigen und die Aussichten auf eine vollumfängliche Erschließung dieser Stellen bekräftigen.


Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationslösungen für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie auf der ganzen Welt. Mit etwa 120.000 Mitarbeitern mit über 140 verschiedenen Nationalitäten, die in mehr als 85 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und Dienstleistungspalette von der Exploration bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston und Den Haag und wies 2012 einen Umsatz in Höhe von 42,15 Milliarden US-Dollar aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), ehemals Japan National Corporation (JNOC), und Schlumberger arbeiteten an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der LWD-Technologie zusammen. Bei den Dienstleistungen EcoScope und NeoScope wird Technologie verwendet, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.

‡Alternate Path ist eine Marke der ExxonMobil Corporation; die Technologie wurde exklusiv an Schlumberger lizenziert.


Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 19. April 2013 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr US Central Time (CT) bzw. 15:00 Uhr MESZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1-800-288-9626 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-612-332-0345 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 19. Mai 2013 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1-800-475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1-320-365-3844 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas und geben Sie den Zugangscode 280257 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz steht Ihnen unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören zur Verfügung. Bitte loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz anzumelden. Eine Wiederholung des Webcasts wird auf derselben Seite ebenfalls zur Verfügung stehen.

Zusätzliche Informationen in Form eines Frage-Antwort-Dokuments zu dieser Pressemitteilung sowie Finanzaufstellungen sind unter www.slb.com/ir erhältlich.



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Kontakte

Schlumberger
Malcolm Theobald – Schlumberger Limited, Vice President Investor Relations
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, Leiterin Investor Relations
Büro +1-713-375-3535
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