Schlumberger gibt Ergebnisse des dritten Quartals 2011 bekannt

Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute einen Umsatz von 10,23 Milliarden US-Dollar (im Folgenden USD) für das dritte Quartal 2011 nach 9,62 Milliarden USD im zweiten Quartal 2011 und 6,85 Milliarden USD im dritten Quartal 2010 berichtet.

Die auf Schlumberger entfallenden Einnahmen aus laufender Geschäftstätigkeit ausschließlich der Kosten und Kredite betrugen 1,32 Milliarden USD – eine Steigerung um 12 Prozent (im Folgenden %) gegenüber dem Vorquartal und um 51 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit ausschließlich der Kosten und Kredite betrug 0,98 USD gegenüber 0,87 USD im Vorquartal und 0,70 USD im dritten Quartal 2010.

Schlumberger erfasste Kosten von 0,02 USD je Aktie im dritten Quartal 2011 und 0,05 USD je Aktie im zweiten Quartal 2011. Im dritten Quartal 2010 erzielte Schlumberger eine Zunahme von 0,98 USD pro Aktie bei seinen Investitionen in M-I SWACO als Ergebnis der Fusion mit Smith International, Inc., die zum Teil mit den Kosten im Zusammenhang mit der Restrukturierung und der Fusion in Höhe von 0,30 USD pro Aktie in diesem Quartal verrechnet wurden.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services in Höhe von 9,55 Milliarden USD war 6 % höher als im Vorquartal und 44 % höher als im Vorjahr. Das Segmentbetriebseinkommen vor Steuern in Höhe von 1,93 Milliarden USD lag um 10 % höher als im Vorquartal und um 59 % über dem des Vorjahres.

Der Umsatz im Bereich Distribution in Höhe von 698 Millionen USD stieg um 10 % gegenüber dem Vorquartal. Das Segmentbetriebseinkommen vor Steuern in Höhe von 31 Millionen USD lag um 28 % höher als im Vorquartal.

Paal Kibsgaard, CEO von Schlumberger kommentierte: "Schlumbergers Ergebnisse des dritten Quartals zeigen weiterhin stabile Fortschritte mit erhöhten Umsatzergebnissen in allen Produktgruppen von Schlumberger.

In Nordamerika war das Ergebnis von starkem Wachstum im Festlandgeschäft in Kanada und von flüssigkeitsreichen Schieferbassins in den USA geprägt. Das Offshore-Geschäft zeigte ein stabiles Wachstum in den Tiefseeregionen des Golfs von Mexiko. Ein weiterer Preisimpuls war bei den Produktlinien im Zusammenhang mit Wireline und Bohrungen sowohl auf dem Festland als auch Offshore zu sehen.

International hielt die Stärkung des Tiefsee- und Explorationsgeschäfts bei ersten Zeichen eines Preisanstiegs bei Bohr- und Messtechnologien weiter an, obwohl das internationale Gesamtwachstum gegenüber dem Vorjahr dies nicht, wie von uns erwartet, wiederholen konnte. Alle Bereiche mit Ausnahme des Nahen und Mittleren Ostens und Asiens zeigten Wachstum im Vergleich zum vorherigen Quartal. Diese beiden Regionen waren doch den Wechsel zwischen Verträgen durch WesternGeco-Hochseeschiffe sowie den seismischen Landteams bei der Mobilisierung von neuen Akquistionsuntersuchungen beeinträchtigt. Von WesternGeco abgesehen, verzeichnete auch die Region MEA (Naher und Mittlerer Osten und Asien) einen Zuwachs im Vergleich zum Vorquartal.

Einige internationale Regionen zeigten besondere Stärke. Dazu zählen der Irak, wo ein starkes Betriebsergebnis und neu erhaltene IPM-Verträge halfen, das Ergebnis voranzutreiben; Saudi-Arabien, wo die förderturmlosen Aktivitäten besonders stark waren; Mexiko mit sowohl mehr IPM-Projektarbeit als auch verstärkter Offshore-Aktivitäten; Brasilien, sowohl auf dem Festland als auch Offshore; Russland mit einer saisonalen Erweiterung und der Integration von Dienstleistungen aus Eurasien; sowie Angola, wo sowohl die Aktivitäten bei der Pre-Salt-Exploration als auch die Aktivitäten bei der Erschließung wuchsen.

Die Integration von Smith geht weiter voran, wobei Synergien bei Kosten und Umsatz wohl selbst unsere revidierten Ziele für dieses Jahr übersteigen werden. Die Verbindung der Bohrtechnologien von Schlumberger und Smith verbessert die Bohrperformance für unsere Kunden und die Transaktion nimmt auf der Grundlage des Gewinns pro Aktie in diesem Quartal weiter zu.

Der derzeitigen Finanzturbulenzen haben sich bereits in einer geringeren Vorhersage für das Wachstum der Ölnachfrage im Jahr 2012 niedergeschlagen, obwohl nach wie vor erwartet wird, dass die Nachfrage höher sein wird als 2011. Sowohl die jüngsten Förderdaten als auch Prognosen zeigen einen festen Puffer bei der Zunahme der Öllieferungen, der auch weiterhin die Aktivität unterstützen wird.

Trotz der durch die Finanzturbulenzen für die kurzfristigen Aktivitäten verursachten Unsicherheit sind wir nach wie vor zuversichtlich, dass eventuelle Kürzungen nur kurz anhalten werden und dass der Ausblick für die Dienstleistungsbranche weiterhin sehr positiv bleiben wird. Wir glauben weiter, dass der Bedarf unserer Kunden zum Erneuern ihrer Reserven, wie die jüngste Folge an Explorationserfolgen, insbesondere in Tiefseeregionen belegt, unsere breite internationale Aufstellung begünstigt. Darüber hinaus wird das Gleichgewicht zwischen unserer Reservoir-Charakterisierung sowie Bohr- und Fördertechnologien - sowohl in Nordamerika als auch weltweit - uns ermöglichen, jegliche Schwankungen bei den Aktivitäten zu überstehen."

Weitere Meldungen:

• In diesem Quartal kaufte Schlumberger 9,9 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 81,86 US-Dollar zu einem Gesamtpreis von 811,4 Millionen USD zurück.
• In diesem Quartal hat Schlumberger 1,1 Milliarden USD in Fünfjahres-Anleihen zu 1,950 %, 1,6 Milliarden USD in Zehnjahresanleihen zu 3,300 % und 300 Millionen US-Dollar in variabel verzinslichen Anleihen ausgegeben.

• In diesem Quartal schloss Schlumberger den Ankauf von Frank Mohn AS, der verbliebenen Anteile an Framo Engineering AS, ab. Hierbei handelt es sich um ein norwegisches Unternehmen in Privatbesitz, das auf Herstellung und Verkauf von Produkten und Dienstleistungen im Bereich Multiphasen-Pumpen und Unterwasser-Pumpsysteme, Multiphasen-Messsysteme und Drehgelenke sowie marine Systeme für die Öl- und Gasindustrie spezialisiert ist.

Nettoverbindlichkeiten

"Nettoverbindlichkeiten" sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, kurzfristige Kapitalanlagen und bis zur Endfälligkeit 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. Details der Änderungen der Nettoverbindlichkeiten seit Jahresbeginn folgen:

Kosten und Kredite

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den (US-) allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum Ergebnis des dritten Quartals auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach der Verordnung G der US-Börsenaufsicht SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser Nicht-GAAP-Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:

Kosten und Kredite (Forts.)

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

Ölfeld-Dienstleistungen

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 9,55 Milliarden US-Dollar (USD) war 6 Prozent (%) höher als im Vorquartal und 44 % höher als im Vorjahr. Im Vergleich zum Vorquartal stieg der Umsatz in allen Gruppen und in allen geografischen Regionen mit Ausnahme der Region Naher und Mittlerer Osten und Asien.

Im Vergleich zum Vorquartal stieg der Umsatz bei der Reservoir-Charakterisierung durch vermehrte Aktivitäten bei Wireline und Testing Services für Explorationsprojekte vor allem in Brasilien, Ostasien, Russland und in der Nordsee sowie durch vermehrte Tiefseearbeiten im zu den USA gehörenden Teil des Golfs von Mexiko. Allerdings verringerten sich die Aktivitäten von WesternGeco durch geringere Nutzung von Hochseeschiffen aufgrund höherer Transit- und Andockzeiten während Verschiebungen zwischen Verträgen. WesternGeco ging auch aufgrund verringerter seismischer Landaktivitäten bei gleichzeitiger Mobilisierung von Crews und Ausrüstung in Vorbereitung eines großen Vertrags im Mittleren Osten zurück. Drilling weist eine Umsatzzunahme aufgrund vermehrter M-I SWACO-Aktivitäten in nicht konventionellen Feldern in Nordamerika auf. Drilling und Measurements sowie M-I SWACO sahen eine vermehrte Tiefsee-Aktivität im US-Teil des Golfs von Mexiko und in Brasilien, während der Pathfinder-Umsatz durch einen günstigeren Mix aus Technologien mit höheren Margen auf dem Festland in den USA wuchs. Die Mehrheit von Drilling Technologies wuchs im Vergleich zum Vorquartal nach dem Verfall im Frühjahr in Kanada. Reservoir Production wies einen höheren Umsatz auf, getrieben vom Wiederaufschwung der Well Services-Aktivitäten in Nordamerika nach dem Rückgang im Frühjahr. Well Services stiegen auf dem Festland der USA aufgrund vermehrter Aktivitäten in flüssigkeitsreichen Feldern, zusätzlichen Kapazitäten und anhaltender Verbesserungen bei der Ausnutzung der Anlagen an. International gesehen stieg Well Services durch vermehrte Aktivitäten in den Regionen Lateinamerika und Europa/GUS/Afrika, während Artificial Lift in diesem Quartal stabiles Wachstum verzeichnete, insbesondere in Kanada sowie im Irak.

Auf geografischer Basis erhöhte sich der Umsatz in der Region Nordamerika im Vergleich zum Vorquartal nach einer saisonalen Erholung bei der Anzahl Fördertürme in Kanada, vermehrten Festlandaktivitäten in den USA und vermehrten Tiefseearbeiten im US-Teil des Golfs von Mexiko. Alle Produktgruppen verzeichneten eine beachtliche Wiedererholung vom Rückgang im Frühjahr in Kanada. Reservoir Production, insbesondere Well Services, verzeichneten die höchste Zunahme, da die Wiedererholung durch eine höhere Förderturmanzahl und vermehrte Festlandaktivitäten in den USA verstärkt wurde. Die Aktivitäten in den Bereichen Reservoir Characterization und Drilling konnten durch einen besseren Mix der wichtigsten Dienstleistungen in unkonventionellen Feldern in den USA sowie durch vermehrte Tiefseearbeiten im US-Teil des Golfs von Mexiko gesteigert werden. WesternGeco wuchs durch höhere Verkäufe in den Bereichen Multiclient und Datenverarbeitung. In der Region Lateinamerika konnte durch vermehrtes Integriertes Projekt-Management (IPM) bei Projektaktivitäten im Bereich Festland-Bohrlochkonstruktion und durch vermehrte Offshore-Arbeiten in den Bereichen Drilling & Measurements ein starker Umsatzzuwachs im mexikanischen GeoMarket* erzielt werden. Argentinien wuchs durch vermehrte Aktivitäten bei unkonventionellem Gas, von denen Well Services profitierte. Mittlerweile erlebt Brasilien vermehrte Aktivität in den Bereichen Tiefsee und Exploration, die sich auch auf Wireline, Testing Services, Drilling & Measurements sowie M-I SWACO Dienstleistungen im GeoMarket ausweiteten, obwohl dies durch den Rückgang bei Verkäufen proprietärer Hochseeuntersuchungen und Multiclient ausgeglichen wurde. In den Regionen Europa/GUS/Afrika wurden die Ergebnisse durch höhere Umsätze im kontinentaleuropäischen GeoMarket mit einer Kombination aus vermehrten Bohr- und Aufbrucharbeiten in unkonventionellen Feldern in Polen angetrieben. Die Region Russland/Zentralasien verzeichnete vermehrte Aktivitäten bei Festland- und Offshore-Exploration, wovon Wireline, Testing Services, Drilling & Measurements sowie M-I SWACO Technologies profitierten - zusätzlich zum Effekt der Zunahme an Aktivitäten, die über das ganze Quartal durch die strategische Allianz mit der Eurasia Drilling Company Limited generiert wurden. Der Nordsee GeoMarket wuchs durch gestiegene Explorationsaktivitäten in Großbritannien, Grönland und Dänemark. In der Region Mittlerer Osten und Asien ging der Umsatz im Vergleich zum Vorquartal aufgrund der verringerten Aktivitäten von WesternGeco zurück. Der Effekt wurde durch erhöhte Umsätze bei Wireline und Testing Services in den GeoMarkets in Ostasien und China teilweise abgeschwächt. Ohne WesternGeco konnte auch die Region Naher und Mittlerer Osten und Asien zulegen, getrieben durch vermehrte Aktivitäten in den Bereichen Drilling und Förderung in Saudi-Arabien, Bahrain, im Irak und in den GeoMarkets Ostasiens.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern in Höhe von 1,93 Milliarden US-Dollar im dritten Quartal erhöhten sich um 10 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 59 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Das Vorsteuerergebnis aus dem operativen Geschäft erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal um 77 Basispunkte (bps) auf 20,2 %. Hauptsächlich aufgrund erhöhter Explorationsaktivitäten mit höheren Margen, wovon auch Wireline, Testing Services, Drilling und Measurements sowie M-I SWACO profitierten. Die Erholung vom Früjhahrsrückgang in Kanada trug auch bedeutend zu einer Verbesserung der Margen bei den Well Services und für alle Technologien der Drilling Group bei. Diese Verbesserungen wurden jedoch teilweise durch die geringeren Aktivitäten von WesternGeco während des Quartals kompensiert.

Eine Reihe von Technologie-Highlights, sowohl in Nordamerika als auch in internationalen Regionen unterstrich die Änderungen im Aktivitätenmix, da die Aktivitäten in den Bereichen Tiefsee und Exploration weiter stark blieben.

In der Petschorasee in der russischen Arktis hat Gazprom-Bureniye, LLC eine Ausschreibung für integrierte Dienstleistungen zum Bohren der ersten drei Bohrlöcher im Ölfeld Prirazlomnoye an Schlumberger vergeben. Der Vertrag wird die volle Bandbreite der Bohrlochkonstruktionsdienstleistungen von Schlumberger umfassen. Die Arbeiten werden von einer stationären Plattform 60 km vor der Küste und 1.000 km von Murmansk entfernt aus ausgeführt. Generalunternehmer für die Bohrarbeiten im Ölfeld Priraslomnoye ist Gazprom-Bureniye, LLC. Lizenznehmer und Feldbetreiber ist Gazprom Neft Shelf, LLC.

Tullow Oil hat sich entschieden, in Französisch Guyana die fortgeschrittene Wireline InSitu Fluid Analyzer* Technologie einzusetzen, um ein Kohlenwasserstoffvorkommen und ein neues Feld in einer Offshore-Explorationsbohrung zu beurteilen. Indem akkurate Flüssigkeitsmessungen von Kohlenwasserstoffzusammensetzung, Gas-Öl-Verhältnis, aktiver Flüssigkeitsdichte und -viskosität, Kohlendioxidkonzentration, Fluoreszenz und Farbe zur Verfügung gestellt wurden, konnte die Musterakquisition optimiert werden. Die Eigenschaften der Flüssigkeit wurden in Echtzeit verwendet, um Unsicherheiten bei der Flüssigkeitsverteilung bei der Evaluation der Druck-Messkurve und der petrophysischen Ergebnisse zu entfernen. Um Tullow Oils Ziele zu erreichen, wurden die verfügbaren Werkzeuge schnell ermittelt und versandt, wodurch die Arbeiten zu einem logistischen und kommerziellen Erfolg wurden. Charakteristika der Flüssigkeitseigenschaften wurden innerhalb von 30 Minuten nach dem Start des Auspumpens der Formationsflüssigkeit geliefert. Nachdem die Muster erfasst und weiter analysiert wurden, bemerkte der Kunde wenig Abweichung zu den vorbereitenden Ergebnissen bei Druck-, Volumen- und Temperaturprüfung.

Bei einer Tiefsee-Explorationsbohrung vor der Küste Angolas bildeten die kombinierten Bohrungs- und Messungstechnologien die komplexeste Bohrlochausrüstung, die je bei einer einzelnen Bohrung verwendet wurde. PowerDrive* Drehsteuersystem, EcoScope* Multifunktions-Logging-while-Drilling, TeleScope* Hochgeschwindigkeitstelemetrie sowie StethoScope* Formation-pressure-while-Drilling-Dienstleistungen zusammen mit proVISION* Reservoir-Steuerung, sonicVISION* Sonic-while-Drilling und seismicVISION* Seismic-while-Drilling-Technologien, alle übertragenen Daten in Echtzeit, um den Bohrprozess aus der Ferne zu überwachen, den Porendruck zu optimieren, die Evaluation der Formation durchzuführen, Drucktests auszuwählen und Zeiten für Checkshots zu erlangen. Für die Auswahl der Perforationsintervalle und zur Optimierung der Art des Abschlusses wurden Netto-zu-Brutto- und kontinuierliche Permeabilitätswerte ermittelt.

Im Irak wurde die Wireline MSCT* Technologie mit mechanischer Seitenwandkernbohrung bei zwei Explorationsbohrungen eingesetzt. Die Rückgewinnungsquote in den dichten und frakturierten Karbonatvorkommen betrug bei jeder Bohrung 100 Prozent. Die Kerne werden die petrophysischen Eigenschaften erbringen, die notwendig sind, um diese schwierigen Vorkommen exakt zu beurteilen. Die Informationen werden in die anderen Log-Daten integriert, um die Reservoirs besser charakterisieren zu können und im Anschluss optimale Test- und Ausführungsprogramme zu entwickeln.

Im Irak wurde bei einem Projekt im Siba-Feld auch die petrophysische Analyse-Software Techlog* eingeführt, um als ersten Schritt für eine zukünftige Bewertung der Bohrlöcher eine unabhängige Bewertung von drei Bohrlöchern zur Verfügung zu stellen und ein Simulationsmodell des Vorkommens zu erstellen. Der Arbeitsumfang schließt Empfehlungen für zukünftige Datenakquisitionen und technische Arbeiten ein, die dazu beitragen werden, Unsicherheiten bei den zukünftigen Felderschließungsplänen zu verringern. Das Projekt wurde in einer Zusammenarbeit von Data & Consulting Services und Schlumberger Information Solutions geleitet.

Andernorts im Irak wurde Schlumberger ein neuer Auftrag von PETRONAS Carigali erteilt. Der Vertrag mit PETRONAS umfasst Dienstleistungen zur Auswertung von Bohrlochtests im Garraf-Feld sowie ein Erschließungsprogramm, das zwei Explorationen sowie neun Erschließungsbohrungen umfasst.

In Thailand wurden Hochtemperatur-Wireline-Production-Logging-Services durchgeführt, um die Flüssigkeitsart und den Beitrag individueller Zonen in einer PTTEP-Explorationsbohrung zu identifizieren. Dabei wurden statische Temperaturen von bis zu 277 °C am Bohrlochgrund erwartet. Die Auswertung einer potenziellen Förderung wurde als sehr wichtig für weitere Explorationsaktivitäten in dieser Region betrachtet. Mit einer Kombination aus Production-Logging-Sensoren und digitaler Werkzeugtechnologie für Flüssigkeitseintritt wurden zwei Bohrungen in separaten, interessanten Zonen erfolgreich durchgeführt. Die Auswertung der aufgenommenen Daten vor Ort stimmte mit den Oberflächenmessungen überein und der Erfolg der Operation wurde durch eine vorsichtige Risikominderung während der Bohrvorbereitungen unterstützt. Diese umfassten auch eine Simulation, um sicherzustellen, dass der Ausrüstung im Bohrloch genügend Zeit zum Halten der Temperatur zur Verfügung stehen wird.

Die Expertise und die zur Verfügung gestellte Technologie von Well Services half LUKOIL im Kaspischen Meer bei der Entwicklung einer wirtschaftlichen Lösung zur Stimulation von Offshore-Feldern an Stellen, an denen die bestehende Plattform-Infrastruktur nicht genügend Platz bietet. Mit einem von LUKOIL zur Verfügung gestellten Versorgungsschiff lieferte Schlumberger die modulare Offshore-Stimulationsausrüstung FlexSTIM* sowie Ingenieursdienstleistungen, um Befestigung, Stabilität und Sicherheit auf See zu gewährleisten. Um den sehr knappen Zeitplan von drei Wochen einzuhalten, wurden Montage der Ausrüstung, Tests und Verifizierung direkt in Astrachan durchgeführt. Eine Explorationsbohrung wurde bereits mit der FlexSTIM-Technologie termingerecht, sicher und effizient stimuliert. Die ersten Förderdaten sind vielversprechend, sodass die FlexSTIM-Technologie zu einer akzeptierten Lösung für die Projekte im Kaspischen Meer wurde.

Das Schlumberger Brazil Research and Geoengineering Center (BRGC) hat in Brasilien eine erste Analyse von Flüssigkeitsmustern einer Lagerstätte durchgeführt, die von Testing Services für PVT-Messungen und Flüssigkeitscharakterisierung an einem Anadarko-Feld in Auftrag gegeben wurde. Hierbei handelt es sich um einen wichtigen Meilenstein für das im November 2010 gestartete BRGC bei der Unterstützung von Kunden im Bereich Pre-Salt-Exploration und -Erschließung.

Zu den Highlights der Explorationstechnologie zählten auch Einsätze in Schiefergasregionen, insbesondere außerhalb der USA.

ONGC führte in Westbengalen, Indien eine richtungsweisende Exploration durch und holte in seinem ersten Forschungs- und Erschließungsbohrloch Gas aus Schiefer im Nebengestein in einer Tiefe von rund 1.700 m. Schlumberger arbeitete mit ONGC zusammen und stellte Dienstleistungen und Technologie zur Verfügung. Data & Consulting Services definierte als Teil des Projekts vier Standorte für Explorationsbohrungen in zwei Sub-Bassins im Damodar Valley und stellte bei den Bohrungen technische Expertise zur Verfügung. Der Bohr- und Feldbetrieb wurde von IPM durchgeführt. Alle vier Bohrungen wurden durchgeführt. Nach einer umfangreichen Datenerfassung und einem Kernbohrprogramm zur Quantifizierung des Vorkommens und der Abschlussqualität mit einer TerraTek-Kernanalyse wurde das erste Bohrloch hydraulisch frakturiert. Auf der Basis detaillierter Auswertungen der Formationseigenschaften, die sich beträchtlich von denen der kommerziellen Schieferfelder in den USA unterschieden, wurde beschlossen, dass der ursprüngliche Fraktionierungsaufbau reduziert und 80 Prozent weniger Stützmittel verwendet werden konnte. Das erste fertiggestellte Bohrloch testete Gas an der Oberfläche während des Rückflussbetriebs. Die enge Zusammenarbeit mit Schlumberger Technologies wandelte dieses Projekt von einer TerraTek-basierenden Kern-Evaluation in ein voll integriertes Schlumberger-Ausführungs- und Evaluationsprojekt. Dieses erste erfolgreiche Forschungs- und Entwicklungs-Pilotprojekt im Bereich Oberflächen-Schiefergas eröffnete neue Möglichkeiten, um Indiens Energiebedarf zu erfüllen.

In Polen wurden integrierte Drilling-Group-Technologien für Lane Energy eingesetzt, um das Horizontalbohrloch Warblino-LE-1H zu bohren und so eine detaillierte Kernbohrung und eine Log-Analyse der unteren gastragenden Schieferschichten zu ermöglichen. PathFinder Measurement-while-Drilling, Schlamm-Motoren und Widerstandswerkzeuge kamen bei der Bohrung mit 44,5 cm (17,5 Zoll) und 31,1 cm (12,25 Zoll) im oberen Bohrlochabschnitt sowie einem 21,6-cm- (8,5 Zoll) -Kurvenabschnitt zum Einsatz. Drilling & Measurements PowerDrive X6*, EcoScope, TeleScope, SonicVision, das fortschrittliche Drehsteuersystem und Logging-while-Drilling-Technologien wurden zum Bohren und Positionieren des 21,1-cm- (8,5 Zoll) -Seitenabschnitts verwendet. Die erfolgreiche Übergabe des Bohrlochs ermöglichte Schlumberger sowohl Technologieplattformen in der Region – unterstützt durch erfolgreichen Transfer relevanter Schiefer-Bohrexpertise von Nordamerika und Europa – als auch die betriebliche Integration der Pathfinder and Drilling & Measurements-Services zu demonstrieren.

In Polen wurde auch Technologie von Well Services für die erfolgreiche Fertigstellung hydraulischen Aufbrechens in einem horizontalen Schiefergasbohrloch für Lane Energy genutzt. Das Bohrloch wurde in 13 Stufen unter Verwendung von praxisbewährten Methoden fertiggestellt, die durch den weltweiten Abbau unkonventionellen Gases erworben wurden.

Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 2,49 Milliarden US-Dollar war 1 Prozent höher als im Vorquartal und 9 % höher als im Vorjahr. Das operative Ergebnis vor Steuern in Höhe von 610 Millionen USD lag um 1 % höher als im Vorquartal und 16 % über dem des Vorjahres. Die Margen aus dem operativen Geschäft blieben unverändert bei starken 24,5 %.

Wireline und Testing Services meldeten ein bedeutendes Wachstum bei Umsatz und Margen gegenüber dem Vorquartal aufgrund vermehrter Offshore-Explorationsaktivitäten in Brasilien, Ostasien, Russland und in der Nordsee sowie gestiegener Tiefseearbeiten im US-Teil des Golfs von Mexiko. Allerdings verringerten sich die Aktivitäten von WesternGeco durch geringere Nutzung von Hochseeschiffen aufgrund höherer Transit- und Andockzeiten während Verschiebungen zwischen Verträgen. WesternGeco ging auch aufgrund verringerter seismischer Landaktivitäten bei gleichzeitiger Mobilisierung von Crews und Ausrüstung in Vorbereitung eines großen Vertrags im Mittleren Osten zurück.

Im Vergleich zum Vorquartal blieben die Margen aus dem operativen Geschäft unverändert bei 24,5 Prozent, da die beträchtlichen Verbesserungen bei Wireline und Testing Services aufgrund hoher Explorationsaktivitäten zum größten Teil durch die Margenrückgänge bei WesternGeco kompensiert wurden.

Die Aktivitäten der Reservoir Characterization Group bewirkten eine Anzahl neuer bzw. signifikanter Technologieplatzierungen im Quartal.

In der Wolfbone-Formation in West-Texas wurde für den Betreiber J. Cleo Thompson Wireline Dielectric Scanner*-Technologie eingesetzt, um produktive Intervalle in komplexen Gesteinsschichten mit geringer Porosität zu identifizieren. Data & Consulting Services trug dazu bei, die Daten mittels ELAN*, der Multimineral-Log-Analyse-Software zu bewerten und führte so den Betreiber zu der Entscheidung, eine untere Schicht bei zukünftigen Abbauprojekten auszuschließen und so eine Kostenersparnis von ungefähr 15 Prozent pro Bohrloch zu erzielen. Die ölhaltigen Vorkommen in Wolfbone, wo die Wirtschaftlichkeit sehr wichtig ist, kann beträchtliche Mengen an Wasser produzieren.

In Venezuela setzte Schlumberger Wireline erfolgreich die Scanner Family* Services für PDVSA West Lake Maracaibo im Schwerölfeld von Tia Juana ein. Dielektrische Multifrequenz-Dispersionsmessungen mit dielektrischen Scannern erwiesen sich äußerst wichtig, um das gesamte Wasservorkommen zu bestimmen, den Salzgehalt zu schätzen und die Ölmobilität zu beurteilen. Die erfahrene MR Scanner* Magnetresonanz-Technologie war wichtig, um freie Wasseranteile zu identifizieren, die Viskosität zu bestimmen und die durch den Bohrprozess verdrängten Flüssigkeiten in der Lagerstätte zu bestimmen.

Im Osten Venezuelas wurden von PDVSA Anaco Gas die Wireline Scanner Family Services eingesetzt, um Unsicherheiten beim Bewertungsprozess ihrer Vorkommen aufgrund variabler, salzhaltiger Wasservorkommen und komplexer, laminierter Gesteinsschichten zu verringern. Die MR Scanner Magnetresonanz-Technologie erwies sich als äußerst wichtig für die Identifizierung der Flüssigkeiten - sie unterscheidet klar zwischen Gas, Kondensat, Öl und Wasser. Rt Scanner*, das triaxiale Induktionswerkzeug bestimmte die Anisotropiewerte der Hauptlagerstätten.

In Ecuador half die dielektrische Multifrequenz-Dispersions-Technologie Wireline Dielectric Scanner von Schlumberger Petroamazonas EP beim Auffinden von Öl in einer neuen Lagerstätte, deren Bewertung und Charakterisierung mit herkömmlichen Technologien sich als schwierig erwies. Der neu eingeführte Dielectric Scanner Service hat in Feldern von Petroamazonas bereits große Werte erbracht.

In der neutralen Zone zwischen Kuwait und Saudi-Arabien wurde die fortschrittliche Echtzeit-Flüssigkeitsmuster-Technologie Wireline erfolgreich eingesetzt, um Schwerölmuster aus flachen Karbonatvorkommen mit geringer Mobilität und geringen Formationsdrücken zu gewinnen. MDT*, das modulare Formation-Dynamics-Tester-System mit erweiterten Dualpackern und einem InSitu-Fluid-Analyzer-Module lieferte exakte Analysen von Flüssigkeitsviskosität, Dichte, fließendem Flüssigkeitswiderstand, Fluoreszenz und pH-Wert im Bohrloch sowie Flowlinedruck und -temperatur. Die Musterintervalle wurden auf der Basis verfügbarer Daten offener Bohrlöcher ermittelt, die auch FMI* Formation Microimager und MR Scanner Magnetresonanz-Technologien umfassten. Eine erste Erkennung der Ankunft des Schweröls war klar sichtbar und erwies sich als wichtig für den Erfolg. Weitere Arbeiten, um die Technologie in Kuwait zu etablieren, sind nun in Planung.

In der britischen Nordsee wurde bei dem Taqa Bratani Falcon Erschließungsbohrloch die neue Perforationstechnologie von Wireline eingesetzt. Nach Beurteilung der Perforationsoptionen mittels SPAN* Perforationsanalyse wurde die extra tief eindringende, geformte Ladung Powerjet Nova* Technologie ausgewählt, weil ihr für unter Spannung stehendes Gestein optimiertes Konstruktionsdesign Eindringtiefe und Formationskontakt deutlich erhöhen kann. Die Förderung vor der Perforation des Falcon-Bohrlochs zeigte eine Produktivität von mehr als 10 Prozent über den besten Erwartungen und erreichte 9.900 Barrel pro Tag. Als Folge des Erfolgs dieser Bohrung hat Taqa Bratani weitere PowerJet Nova-Perforationen an zwei zusätzlichen Bohrlöchern angefragt.

Ein innovativer Ansatz, um überbrückte Vorkommen in Offshore-Feldern in der Adria zu identifizieren und zu bewerten, wurde nun von Eni bei Bohrungen eingesetzt, bei denen ausgebeutete Zonen noch nicht abgebaute dünn laminierte Erdgasvorkommen überlagern. Vor Einführung einer neuen Hochdruck-Wireline-Log-Technik wurde eine Formationsbewertung mit konventionellen Wireline-Einheiten durchgeführt, bei denen häufiges Haftenbleiben von Kabel und Werkzeugen und anschließendes Fischen nicht vermieden werden konnten. Eni und Schlumberger arbeiteten zusammen, um sicherzustellen, dass die Förderanlagen der höheren Belastung widerstehen konnte, die von den neuen Log-Einheiten und den extra langen Kabeln ausgeübt wird. Als Ergebnis konnten die Probleme mit dem Haftenbleiben deutlich reduziert werden, was zu Einsparungen bei den Betriebszeiten und kürzeren Zeiten bis zum Beginn der Förderung führte. Als Teil des neuen Ansatzes wurde auch eine neue Wireline-Formationstest-Vorgehensweise eingesetzt, bei der ein Dual-Packer-String mit der Möglichkeit zur Bohrlochflüssigkeits-Analyse einschließlich Dichtemessung der Flüssigkeit verwendet wurde.

WesternGeco hat 14.000 km² an Multiazimuth-Daten als Teil des BP Nildelta-Seismikprogramms erworben. Unter der Führung von Geco Eaglewar die elfmonatige Kampagne die größte je im Nildelta durchgeführte Untersuchung und führt den Trend in Richtung seismischer High-End-, Full-Azimuth-Akquisitionstechniken im Nahen und Mittleren Osten fort. Die Akquisition wurde vor dem Zeitplan fertiggestellt. Strenges Beachten der Arbeitsschutzbestimmungen führte dazu, dass sich keine berichtenswerten Vorfälle ereigneten. Die Datenqualität bestätigt den Wert der erhöhten Azimuthverteilung, wobei die komplexen Kohlenwasserstoffvorkommen aus mehreren Perspektiven betrachtet werden.

Vor der Küste Australiens hat WesternGeco die erste kommerzielle Untersuchung für Apache unter Verwendung der SimSource* Technologie mit simultaner Quellenakquisition sowie Datenverarbeitung fertiggestellt. Das Projekt folgt Apaches erfolgreicher Evaluierung der Technik in der Nordsee und umfasst Q-Marine*, seismische Hochsee-Punktempfänger-Systemtechnologie in Verbindung mit SimSource Akquisition mit anschließender Datenverarbeitung in Perth. Die SimSource-Technik kann die Qualität der endgültigen Daten verbessern, indem die Dichte der ermittelten Rohdaten erhöht wird, ohne die Projektdauer zu verlängern.

BP hat WesternGeco einen Auftrag für drei zusätzliche Meeresgrund-Kabeluntersuchungen in der Nordsee mittels der Q-Seabed* Technologie erteilt. Die Untersuchungen werden im zweiten Quartal 2012 nach Abschluss eines umfangreichen Akquisitionsprogramms für BP Trinidad und Tobago beginnen. Es wird erwartet, dass die Nordseeuntersuchungen bis zu vier Monate dauern werden.

Schlumberger eröffnete das WesternGeco Produktzentrum in Penang, Malaysia, eine erstklassige Einrichtung, die die globale Nachfrage nach geophysischen Services abfängt und die Fertigungspräsenz in Asien erweitert. Das Zentrum ist für Fertigung und Reparaturen von geophysischer High-End-Ausrüstung bestimmt und erhöht die Kapazität eines wachsenden globalen Netzwerks an Fertigungsanlagen.

In Malaysia wurden die Wireline Förderservice-Technologien für PETRONAS Carigali als Teil eines Überarbeitungsprogramms einer deutlich abgewichenen Bohrung eingesetzt. Um Tubing-Strings von der Bohrung zu entfernen, wurde das MaxTRAC* Downhole Well Tractor System verwendet, um eine Sequenz von Tubing Cutter Services abzuleiten und die Strings oberhalb ihrer Packer abzuschneiden, sodass sie erfolgreich zurückgewonnen werden können. Danach wurde der TuffTRAC* Cased-Hole Services Tractor eingesetzt, um den Zustand des Bohrrohrs zu überwachen, die Qualität mit dem USI* Ultrasonic Imager zu festigen und die verbleibende Ölsättigung mittels dem RST* Reservoir Saturation Tool vor der Fertigstellung der anvisierten Zonen mit tubing-geförderter Perforation zu bewerten. Zusammen wurden 15 Traktorläufe über insgesamt 15.240 Meter (50.000 ft) ohne Probleme durchgeführt und zeigten klar die Zuverlässigkeit und Effizienz der Technologie sowie ihre Bedeutung für Zeiteinsparungen bei den Förderanlagen.

In Asien wurde nun ACTive PS*, integrierte Rohrwendelproduktionstechnologie bei einem Auftrag für PETRONAS Carigali auf der Plattform Dulang B vor der Küste Malaysias eingeführt. Der Auftrag wurde durchgeführt, um als Teil eines Überarbeitungsplans zur Verbesserung der Förderung die Zementisolierung zu bewerten. ACTive* Technologie lieferte eine praktische Lösung, um das Wireline SCMT* Slim Cement Mapping Tool auf einer Rohrwendel zu betreiben, nachdem zur Bestätigung der Wasserabschaltung Zement verdichtet wurde. Die erfolgreiche Arbeit repräsentiert auch das erste Mal, dass diese Wireline-Technologie durch das ACTive System gefördert wurde, und öffnet somit andere Gelegenheiten für solche kosteneffektiven Einsätze.

Drilling Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 3,68 Milliarden US-Dollar war 6 Prozent höher als im Vorquartal und 79 % höher als im Vorjahr. Das operative Ergebnis vor Steuern in Höhe von 613 Millionen USD lag um 14 % höher als im Vorquartal und 99 % über dem des Vorjahres.

Den größten Ertragszuwachs gegenüber dem Vorquartal unter den Technologien der Drilling Group verzeichnete M-I SWACO durch kontinuierliches Wachstum in unkonventionellen Schieferfeldern auf dem Festland in den USA mit vermehrtem Anlageneinsatz sowie durch die saisonale Erholung bei der Anzahl der Förderanlagen in Kanada und Russland und den vermehrten Tiefseeaktivitäten im US-Teil des Golfs von Mexiko und in Brasilien. Der Ertrag bei Drilling & Measurements erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal aufgrund der starken Sommerbohrungskampagne in Russland und vermehrten Tiefseeaktivitäten im US-Teil des Golfs von Mexiko und in Brasilien sowie einer erhöhten Kontinentalschelf-Aktivität in Mexiko. Pathfinder berichtet von einem gewachsenen Ertrag durch einen günstigeren Technologiemix auf dem Festland in den USA. Zusätzlich registrierten Pathfinder, Geoservices und Bits & Advanced Technologies eine Erholung bei den Aktivitäten nach dem Rückgang in Kanada im Frühjahr.

Angetrieben von der Erholung bei der Anzahl an Förderanlagen in Kanada, einem verbesserten Technologiemix und der weiteren Integration und Erweiterung von Smiths und Schlumbergers Bohrtechnologien wuchsen die Margen aus dem operativen Geschäft um 111 Punkte auf 16,7 Prozent. Bits & Advanced Technologies trug zu dieser Verbesserung mit gesteigerten Verkäufen und Vermietungen von Bohrern mit höheren Margen bei. Pathfinder verbesserte sich bei der Integration von höherer Technologie mit Drilling & Measurements. Die Margen von M-I SWACO verbesserten sich durch gesteigerte Explorationsaktivitäten im US-Golf von Mexiko, in Russland und in Brasilien sowie durch die saisonale Erholung bei der Anzahl der Förderanlagen in Kanada. Ein besseres Preismodell bei IPM Landprojekten in Mexiko und verbesserte Effizienz bei einem Bohrlochkonstruktionsprojekt in Algerien trugen darüber hinaus zu diesem Ergebnis bei.

Während des Quartals bestätigten etliche Höhepunkte weitere Chancen, die durch die Kombination der Bohrtechnologien von Smith und Schlumberger erzeugt wurden.

Im Süden von Texas sparte der Betreiber Murphy Oil viereinhalb Bohrtage im Vergleich zu einer benachbarten Bohrung in seinem Erkundungsfeld Eagle Ford, indem die PowerDrive Archer* Drehsteuerungs-Systemtechnologie in Kombination mit einem polykristallinen Smith MDSi613 Diamant-Kompaktschneider (PDC) verwendet wurde. Die PowerDrive Archer Drehsteuerungseinrichtung ermöglichte eine enge 8°/30,5-Meter- (100 ft) -Kurve, die mit 11,5 m (38 ft)/Stunde gebohrt wurde. Bei versetzten Bohrungen ergibt sich im Vergleich hierzu 3,6 m (12 ft)/Stunde. Zusätzlich führte die glatte Bohrlochbahn in Verbindung mit Drehsteuersystemen dazu, die Installation leichter fertigzustellen.

Im Osten von Texas betrieb Anadarko Petroleum das PowerDrive Archer Drehsteuerungssystem mit hoher Baurate in Kombination mit einem für Schiefer optimierten Smith SDi711 Spear* PDC Bohrer mit Stahlummantelung, um eine 17-cm- (6 3/4 Zoll) -Kurve auf einer neuen Haynesville Schieferbohrung zu bohren. Mit traditionellen Bohrlochmotoren benötigen Haynesville-Kurven üblicherweise fünf bis sechs Tage bis zur Beendigung. Mit der Kombination aus PowerDrive Archer und Smith Bits Technologien wurde der Abschnitt in nur drei Tagen beendet. Die PowerDrive Archer-Technologie erlaubt das Bohren von Kurvenabschnitten mit höheren Aufbauraten als andere Drehsteuerungssysteme und erhöht die Penetrationsrate (ROP) beträchtlich.

Im Irak wurden als Teil des IPM-Betriebs auf dem Rumaila-Feld für die Rumaila-Betriebsorganisation steuerbare Hochleistungsmotoren PowerPak* ERT von Drilling & Measurements in Kombination mit Smith ONYX* PDC Bohrern und M-I SWACO Bohrflüssigkeiten eingesetzt, um den geologisch anspruchsvollen 21,6 cm (8 1/2 Zoll) Lochdurchmesser zu bohren. Dieser wurde ohne Zwischenfälle bei der Servicequalität in einem Lauf und mit einer Penetrationsrate gebohrt, mit der die gesamte Tiefe des Abschnitts drei Tage vor dem Plan erreicht wurde.

Im Süden von Texas halfen Technologien von Drilling Group Forest Oil bei einer Bohrung im Lobo-Sandsteinvorkommen, drei Tage Förderzeit zu sparen. Die Kombination aus 22,2 cm (8 3/4 Zoll) Smith Bohrern mit MSi516 SHARC* hoch abriebfester PDC Bohrertechnologie und dem Vertikalbohrsystem PowerV* von Drilling & Measurements verdoppelte die Penetrationsrate in Relation zur mittleren Bohrzeit bei Versetztbohrung im 2,35-Meter- (7,694 ft) -Intervall.

In Ecuador trugen die integrierten Technologien von Schlumberger Drilling & Measurements, Smith Bits und M-I SWACO dazu bei, dass Andes Petroleum die Bohrung 10 Tage vor Plan fertigstellen konnte. Eine enge Zusammenarbeit zwischen Schlumberger und Andes Petroleum ergab einen effizienten Betrieb, der sowohl Zeit für die Förderanlagen als auch bei der Logistik sparte. Die Drehsteuerungstechnologie PowerDrive Xceed*, die als Teil der Bohrlochausrüstung lief, wurde von Andes Petroleum für zukünftige Bohrungen ausgewählt.

Im Daqing-Feld im Norden von China konnte die Drehsteuerungstechnologie für raue und grobe Umgebungen PowerDrive Xceed von Drilling & Measurements PetroChina helfen, einen Horizontalabschnitt von 2.660 m in der Rekordzeit von 275 Stunden fertigzustellen, was gegenüber einer versetzten Bohrung einer Gesamtverbesserung von 40 Prozent bei der Penetrationsrate entspricht. Der Abschnitt wurde mit einem invertierten, ölbasierten Schlammbohrer MEGADRIL* von M-I SWACO gebohrt. Dies verbesserte nicht nur die Stabilität des Bohrlochs, sondern verringerte auch die äquivalente Rotationsdichte und ergab ausgezeichnete Gleitfähigkeit.

Im Irak hat Gazprom Neft Badra, B.V. Schlumberger einen Dreijahresvertrag für Bohrlochkonstruktions-Services erteilt, der 11 Bohrungen umfasst und 3 Förderanlagen benötigt. Der Vertrag schließt Technologien von IPM, Bits & Advanced Technologies, Drilling & Measurements, Geoservices, M-I SWACO, Wireline und Well Services sowie die Lieferung von Ausrüstung zum Bohren und Kernbohren, Gehäusen und Bohrlochabdeckungen von dritter Seite ein.

In Zentralchina konnte die MicroScope Resistivity Imaging-while-Drilling Technologie von Drilling & Measurements dazu beitragen, dass PetroChina SWOGC SuiNing strukturelle Neigungen, Fehler und Abbrüche identifizieren und somit bei der Erschließung der ersten Horizontalbohrung in einem Karbonat-Ölvorkommen die Bohrlochpositionierung sowie die Förderungserweiterung in einem Horizontalabschnitt mit 810 m optimieren konnte. Unter Einsatz des Services MicroScope als Teil einer Serie von Technologien von Drilling & Measurements wurde der Abschnitt mit insgesamt 265 Stunden Rotation und 155 Stunden Bohren an einem Stück fertiggestellt.

In Oman wurde zum ersten Mal MicroScope*, die Resistivity Imaging-while-Drilling Technologie von Drilling & Measurements in Kombination mit PeriScope*, dem Bed Boundary Mapper Tool eingesetzt, um der Consolidated Contractors Energy Development (CCED) zu helfen, ein Bohrloch in einem dünnen und stark abgebrochenen Sandvorkommen zu positionieren und dabei maximalen Kontakt mit dem Vorkommen zu sichern. Als Ergebnis wurden 60 Prozent des Abschnitts innerhalb des Zielbereichs platziert - zum ersten Mal in diesem sehr anspruchsvollen Vorkommen.

In Indonesien halfen die gemeinsamen Arbeiten von M-I SWACO und Schlumberger Sand Management Services Kangean Energy Inkompatibilitätsprobleme zwischen Bohr- und Abschlussflüssigkeiten bei einer, als Kiesschüttungsbohrung vorgesehenen, horizontalen Unterwasser-Erschließungsbohrung im Terang-Feld zu eliminieren. Die zum Bohren erforderliche Flüssigkeit musste Dichten von mehr als 1,32 g/m³ (11 ppg) aushalten, Schiefer sperren und gute rheologische Eigenschaften aufweisen, um das Bohrloch sauber und stabil zu halten. Die ursprünglich vorgesehene Flüssigkeit FloPro* NT mit auf Kalziumchlorid basierender Sole wurde ausgeschlossen, da es mit der Kiesschüttungsflüssigkeit ClearPac* von Schlumberger und mit den MudSOLV* Systemen zum Entfernen der Filterkuchen inkompatibel gewesen wäre, die in der Kiesschüttung nötig sind. Auf der Grundlage von Labortests in Kuala Lumpur wurde ein Wechsel zu einer Sole auf Natriumbasis mit dem Additiv Kla-Stop* zum Sperren des Schiefers entwickelt und erfolgreich getestet, um Kompatibilität mit allen einzusetzenden Flüssigkeiten zu gewährleisten.

Vor der Küste von Aserbaidschan wurde das auf Wasser basierende Hochleistungs-Schlammsystem Ultradril* von M-I SWACO erfolgreich eingesetzt, um eine Bohrung mit 66 cm (26 Zoll) und oberen Bohrlochabschnitten von 71 cm (28 Zoll) bei einem BP-Bohrloch unter Verwendung von dualgradienten Bohrtechniken zu bohren. Die Oberflächenformationen sind mit Salzwasserflüssen, reaktiven Tonformationen, Verschmieren des Bohrers und dem Risiko festsitzender Rohre als besonders problematisch bekannt, aber das System Ultradril stellte sicher, dass die Abschnitte nur mit minimalen unproduktiven Zeitabschnitten gebohrt wurden.

In Ägypten wurden beim Wiedereinstieg in die Taurt 6 Unterwasserbohrung für PhP - einem Joint Venture zwischen der Egypt Natural Gas Holding Company (EGAS), British Petroleum (BP) und der International Egypt Oil Company (IEOC) – Technologien zum Reinigen von Bohrlöchern von M-I SWACO eingesetzt, weil das Druckerhöhungssystem nicht die Durchflussrate fördern konnte, die nötig war, um aufgeschobenen Schutt und Feststoffe an die Oberfläche zu befördern. Zuerst wurde das Werkzeug Well Commander* über dem Unterwasser-Bohrlochkopf eingesetzt, um die Durchflussrate der Flüssigkeiten im 53-cm- (21 Zoll) -Druckerhöhungssystem so zu erhöhen, dass die BOPs auf ein Mal ausgeworfen werden konnten. Danach wurde die Riser Cleaning Tool* Technologie von M-I SWACO in Verbindung mit einem 40 cm (16 Zoll) Kurzhub-Auswurfs-Verlängerungsstück eingesetzt, um die Auswurfaktion über die gesamten BOP-Blöcke zu verteilen und sämtlichen Schutt aus den BOP-Hohlräumen zu entfernen. Abschließend wurde das Well Patroller*, ein avanciertes Advanced Wellbore Capture Tool eingesetzt, um vom Auswerfen und Bürsten entfernten Schutt und Feststoffe aufzufangen.

Reservoir Production Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 3,37 Milliarden US-Dollar war um 10 Prozent höher als im Vorquartal und um 47 Prozent höher als im Vorjahr. Das operative Ergebnis vor Steuern in Höhe von 707 Millionen USD lag um 16 % höher als im Vorquartal und 87 % über dem des Vorjahres.

Unter den Reservoir Production Group Technologies wurde der Umsatzanstieg von Well Services gegenüber dem Vorjahr in Nordamerika durch die Erholung nach dem Frühjahrsrückgang in Kanada, vermehrten Aktivitäten in flüssigkeitsreichen Feldern mit unkonventionellem Gas, Kapazitätserhöhungen und anhaltenden Verbesserungen bei der Anlagennutzung angetrieben. International meldete Well Services für Lateinamerika ein hohes zweistelliges Wachstum durch erhöhte Stimulation und Rohrwendel-Aktivitäten in Argentinien, Mexiko, Venezuela und Brasilien. Die Region Europa/GUS/Afrika zeigte beträchtliches Wachstum durch Schieferbruchservices in Polen, vermehrte Tiefsee-Zementierungsarbeiten im Schwarzen Meer und starken Festlandaktivitäten in Russland. Darüber hinaus waren vermehrte Aktivitäten mit Stimulationsschiffen in Nigeria und im afrikanischen Golf von Guinea zu sehen. Angeführt von den Regionen Nordamerika sowie Mittlerer Osten und Asien wuchs der Umsatz von Artificial Lift gegenüber dem Vorquartal in allen Regionen.

Im Vergleich zum Vorjahr stiegen die Einnahmen vor Steuer aus dem operativen Geschäft im dritten Quartal um 96 Punkte auf 21,0 %, da die Aktivitäten von Well Services sich nach dem Rückgang im Frühjahr wieder erholten. Zusätzlich forderte Well Services bessere Kosteneffizienz und Anlagenausnutzung auf dem Festland in den USA und in Russland ein und meldete gestiegene Stimulationsaktivitäten mit höheren Margen in der Region Europa/GUS/Afrika.

Die Höhepunkte bei der Reservoir Production Group umfassten Technologieeinsätze in einer Reihe von wichtigen Gebieten.

In Nordafrika wurde für Eni HiWAY* Flow-Channel Hydraulic Fracture Technologie von Well Services gepumpt. Nach einem sorgfältigen Auswahlverfahren des Bohrlochs und abschließender Bohrlochvorbereitung wurde die Behandlung mit ungefähr der Hälfte des bei konventioneller Vorgehensweise üblicherweise erforderlichen Stützmittels fehlerfrei ausgeführt. Erste Erfolgsanzeichen der Technik bei dieser Bohrung umfassten eine schnelle Säuberung und vielversprechende Förderergebnisse. Für weitere Implementierungen der HiWAY-Technik in der nahen Zukunft werden zusätzliche Bohrungen untersucht.

In Westsibirien wurden für Rosneft die Technologien HiWAY Flow-Channel Hydraulic Fracturing und AbrasiFRAC* Abrasive Perforating and Fracturing von Well Services als kosteneffektive und effiziente Lösung zum Fertigstellen von Bohrlöchern im mehrschichtigen Vorkommen Priobskoe eingesetzt. Die Integration der Technologien führt zu höherer Produktivität und macht die Kombination zu einer ökonomischen Praxislösung, um mit konventionellen Technologien nicht abbaubare marginale Ziele abzubauen.

In Nord-Dakota verwendete der Betreiber Petro Hunt die Technologie HiWAY Flow-Channel Fracturing von Well Services zur Stimulation von zwei Bohrungen in den Formationen Three Forks und Middle Bakken. Nach der Behandlung waren die Förderraten der Bohrlöcher um 50 bis 100 % höher als die der benachbarten Bohrlöcher. Die aktuelle Förderung von Three Forks ist um 25 Prozent höher als bei mit herkömmlichen Technologien stimulierten Bohrungen.

Ein großer, unabhängiger Betreiber im Süden von Texas realisierte deutliche Vorteile bei Förderung und Effizienz durch eine kürzliche Stimulationsbehandlung mit HiWAY im Feld Eagle Ford. Zwei der vier Bohrungen im Block wurden konventionell fertiggestellt und zwei mit der HiWAY-Technologie. In den ersten 60 Tagen nach der Stimulation produzierten die HiWAY-Bohrlöcher 43 % und 61 % mehr Kondensat und Gas bei höherem Fließdruck als die mit konventionellen Techniken stimulierten Bohrlöcher. Darüber hinaus wurden in diesen beiden Bohrlöchern 37,8 Millionen Liter (10 Millionen Gallonen) Wasser und 1,18 Millionen kg (2,6 Millionen pounds) Stützmittel gespart.

Chesapeake Energy war der erste Betreiber im Barnett-Schiefer, der die HiWAY Channel Fracturing Technik bei der Fertigstellung eines Bohrlochs Ende Juli einsetzte. Die HiWAY-Technik wurde bei einem Bohrloch in einem Block von drei Bohrlöchern angewendet, sodass direkte Vergleiche angestellt werden konnten. Die ersten Förderergebnisse waren ermunternd und Chesapeake und Schlumberger vereinbarten, vor der Veröffentlichung der Förderdaten eine Untersuchung über mehrere Bohrungen vorzunehmen. Die HiWAY-Abbruchgeometrie wurde mittels des mikroseismischen Überwachungsdienstes StimMAP* von Schlumberger überwacht. Dieser zeigte, dass mit HiWAY-Flüssigkeiten verlinkte Abbruchgeometrien Ähnlichkeiten mit Verschiebungen, die mit Schlickwasser behandelt wurden, aufweisen, aber dieser Höhenanstieg war mit der HiWAY-Technologie kein Problem. Außerdem notierte Chesapeake Einsparungen, da bei der HiWAY-Fertigstellung weniger Wasser und Stützmittel verbraucht wurden.

Nach einem erfolgreichen Feldtest in Kanada setzte Wyatt Oil & Gas ein erfolgreiches, mehrstufiges Stimulationsprogramm fort, bei dem 5 Bohrlöcher mit einer Gesamtzahl von 38 Stufen unter Verwendung des FALCON* Openhole Multistage Stimulation Fracturing Systems für nicht zementierte Anwendungen stimuliert wurden. Die fehlerfreie Ausführung des Systems stellte ein schnelles und effizientes Stimulationsprogramm sicher.

In Kolumbien hat Schlumberger Well Services für Equion Energia Limited erfolgreich OCA* Organic Clay (organischer Ton) Stimulation in der Formation Barco in den Feldern Cusiana und Buenos Aires eingeführt. Bei den ersten beiden Bohrlöchern, bei denen diese Technologie eingesetzt wurde, stieg die Ölförderung an jedem Bohrloch um ungefähr 500 Barrel pro Tag. Auf der Basis dieser Ergebnisse hat der Kunde eine Stimulationskampagne für acht weitere Bohrlöcher geplant. Des weiteren haben die technischen Angestellten von Well Services und Equion Energia Limited im Feld Buenos Aires in Kolumbien einen Kandidaten für den Einsatz der ABRASIJET* Hydraulic Pipe-Cutting and Perforating Technologie ausgewählt, um fünf Stufen in einem einzigen Coiled-Tubing-Lauf in einer Gasinjektionsbohrung zu perforieren. Die Ergebnisse dieser erfolgreichen Technologieeinführung haben nun zu Plänen geführt, die Services ABRASIJET und AbrasiFRAC bei zukünftigen Matrix-Stimulationen im Land zu kombinieren.

Im Feld Abramut in Rumänien wurde die FUTUR* Active Set-Cement Technologie von Well Services bei Zementierungsarbeiten eingesetzt, die zuvor ohne ringförmigen Druck schwer fertigzustellen waren. Der FUTUR-Zement wurde als Puffer eingepumpt, um eine Dichtung zur Verhinderung einer Gasmigration zu schaffen. Als Ergebnis waren keine abhelfenden Maßnahmen notwendig, wodurch sich Zeiteinsparungen bei den Förderanlagen ergeben. Es ist nun geplant, die Technologie an der Überlappung der Abdichtung des selben Bohrlochs einzusetzen und es wird überlegt, die Technologie zukünftig auch an ähnlichen Bohrlöchern einzusetzen.

In Uganda installierte Schlumberger Completions für Tullow Uganda Operations Pty Ltd das erste IntelliZone Compact* modulare multizonale Management als Teil eines effizienten Einfachsystems zur Durchflusskontrolle und, um die Förderung während geplanter Fördertests zu überwachen. Im Unterschied zu konventionellen Systemen wird das IntelliZone System für jeden Test vorkonfiguriert und vorab getestet an die Bohrstelle geliefert und ermöglicht so einen schnellen und zuverlässigen Einsatz ohne die Komplexität einer Schnittstelle, die für konventionelle Durchfluss-Kontroll- und Überwachungssysteme, die von ungleichen Komponenten abhängen, unabdingbar ist. Das Tullow Uganda Operations Pty Ltd System, das mit einer anspruchsvollen Vorlaufzeit von acht Wochen geliefert wurde, konnte sicher und erfolgreich eingesetzt werden.

In Bolivien wurde im von einem Konsortium aus Petrobras, YPFB-Andina und Total betriebenen Feld San Alberto COLOSSUS* Rotational Liner Hanger, ein rotierendes Beschichtungs-System von Schlumberger Completions für die erste 12,5 cm (5 Zoll) auf 17,8 cm (7 Zoll)-Einheit unter Verwendung eines neuen 12,5-cm- (5 Zoll) -Hydraulik-Laufwerkzeugs bei einer anvisierten, gemessenen Rekordtiefe von 5.680 m (18.635 ft) eingesetzt. Das neue Laufwerkzeug wurde zuvor in der Testanlage Cameron von Schlumberger in Rekordzeit getestet, was die Fähigkeiten des Betreiberteams eindrucksvoll demonstrierte. An einem zweiten Bohrloch konnte Schlumberger mit der Installation eines Liner Hangers in einer gemessenen Tiefe von 5.370 m (17.621 ft) einen neuen Tiefenrekord für 17,8 cm (7 Zoll) auf 24,2 cm (9 5/8 Zoll) Werkzeuggrößen aufstellen.

In Argentinien verwendete YPF S.A. die COPPERHEAD*Drillable Bridge von Schlumberger Completions sowie die Flow-through Frac Plug Technologie. Bisher wurden an 19 Bohrlöchern über 55 Abdeckungen sowohl in Schiefer- als auch in Festsandvorkommen eingesetzt. Auch andere Betreiber in Argentinien haben die COPPERHEAD Extreme Technologie bei Bohrungen für unkonventionelles Gas mit hohem Druck und hohen Temperaturen erfolgreich eingesetzt, was zur erfolgreichen Erschließung dieser Vorkommen führte. Die COPPERHEAD Technologie wurde von der Ingenieursgruppe bei Smith Completions entwickelt.

Schlumberger Artificial Lift hat den ersten Drillstem-Test mit elektrisch absenkbarer Pumpe (ESP) für Chevron in Angola fertiggestellt. Hierbei handelte es sich um ein integriertes Projekt, das Technologien von Artificial Lift sowie Testing Completions kombiniert. Ziel des Tests war die Beurteilung der Vorkommen Likouala und Vermelha im Feld Lifua über einen großen Bereich möglicher Durchflussraten. Der Test umfasste sechs separate Fertigstellungen, Perforation und Test von zwei separaten Zonen sowie die Verwendung von ESP, um einen Step-Rate-Test durchzuführen. In einer Gesamtbetriebszeit von mehr als 500 Stunden gab es keinen Zeitverlust.

In der britischen Nordsee hat Artificial Lift erfolgreich die REDA Maximus* ESP Technologie bei einer neuen Bohrung auf der EnQuest Thistle Alpha Installation eingesetzt. Die anfängliche Förderung der Bohrung war ausreichend, um in der höchsten Tagesförderung im Feld Thistle seit mehreren Jahren zu resultieren. Der Beginn des ESP-Betriebs an dieser Bohrung war ein wichtiger Schritt bei der Einführung der EnQuest's Late Life Extension Strategie für das Feld.

Ebenfalls im britischen Teil der Nordsee hat Valiant Petroleum Artificial Lift einen Auftrag über Lieferung, Installation und operative Unterstützung von ESP-Systemen für das Erschließungsprojekt des Unterwasserfelds Causeway erteilt. Das Projekt umfasst den Unterwassereinsatz von zwei DuaLife*-Tandem-ESP-Abschlusssystemen mit einer 16 km langen Verbindungsleitung zur Plattform North Cormorant. Dies wird die längste Unterwasser-Verbindungsleitung unter Verwendung des dualen POD-Systems von Schlumberger sein. Die Auftragsvergabe erfolgte aufgrund des Angebots einer integrierten Technologielösung einschließlich EPSs, Antrieben mit variabler Geschwindigkeit und elektrischen Verbindungen sowie den nachgewiesenen Erfolgen bei weltweiten Unterwasser-Installationen.

In den USA hat Noble Energy kürzlich einen Auftrag über 30 Einheiten hydraulischer Membraneinführungspumpen an Smith Lift vergeben. Wichtiges Entscheidungskriterium zugunsten HDI waren Einsparungen bei Wartung und operative Unterstützung zusammen mit nachgewiesener Leistung während eines 90-Tage-Tests an drei Bohrlöchern. Die HDI-Pumpe eignet sich für Vertikalbohrungen in weniger als 914 m (3.000 Fuß) Tiefe und bei weniger als 50 Barrel Wasser pro Tag.

In Ecuador wurde ScavengerPlus* Scavenger Slurry Stabilizer von Well Services bei EP Petroecuador eingeführt, um die Zonenisolation bei großen Bohrlochabschnitten durch ein Zweit-Förderreservoir zu verbessern. Erhöhte Schlammentfernung, Bohrlochstabilität und Zonenisolation in Verbindung mit sichererem Betrieb haben dazu geführt, dass diese neue Technologie für alle zukünftigen Zementierungsarbeiten mit 24,2 cm (9 5/8 Zoll) Gehäusen für diesen Kunden ausgewählt wurde.

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Daten für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie auf der ganzen Welt. Mit etwa 110.000 Angestellten, die 140 verschiedene Nationalitäten umfassen und in rund 80 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit größte Auswahl an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston und Den Haag und wies im Jahr 2010 einen Erlös in Höhe von 27,45 Milliarden US-Dollar aus. Weitere Informationen 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. Die Dienstleistung EcoScope verwendet Technologie, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.

Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, den 21. Oktober 2011 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Mitteilung und Geschäftsprognose. Die Konferenz beginnt um 8.00 Uhr Central Time (CT) bzw. 9.00 Uhr Eastern Time (ET). Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1-800-230-1069 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-612-234-9959 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem "Schlumberger Earnings Conference Call". Nach Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 21. November 2011 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 211522 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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