Schlumberger gibt Ergebnisse des vierten Quartals und des Gesamtjahres 2012 bekannt

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute einen Umsatz von 42,15 Milliarden US-Dollar für das Jahr 2012 bekannt gegeben, dies gegenüber 36,96 Milliarden US-Dollar für das Jahr 2011.

Die Gesamterträge für 2012 aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrugen 5,58 Milliarden US-Dollar, was einem verwässerten Gewinn je Aktie von 4,17 US-Dollar entspricht (im Vergleich zu 3,61 US-Dollar im Jahr 2011).

Ergebnisse des vierten Quartals

Der Umsatz im vierten Quartal 2012 betrug 11,17 Milliarden US-Dollar, dies gegenüber 10,61 Milliarden US-Dollar im dritten Quartal 2012 und 10,30 Milliarden US-Dollar im vierten Quartal 2011.

Die Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrugen 1,44 Milliarden US-Dollar – unverändert gegenüber dem Vorquartal, aber ein Rückgang um 3 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrug 1,08 US-Dollar wie im Vorquartal und gegenüber 1,10 US-Dollar im vierten Quartal 2011.

Schlumberger verzeichnete im vierten Quartal 2012 Belastungen in Höhe von 0,06 US-Dollar pro Aktie gegenüber 0,02 US-Dollar pro Aktie im Vorquartal und 0,06 US-Dollar pro Aktie im vierten Quartal 2011.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services in Höhe von 11,17 Milliarden US-Dollar war um 5 Prozent höher als im Vorquartal und um 8 Prozent höher als im Vorjahr. Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das Segment Oilfield Services erhöhten sich mit 2,2 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal um 1 Prozent und blieben im Vergleich zum Vorjahr unverändert.

Der CEO von Schlumberger Paal Kibsgaard erklärte dazu Folgendes: "Wir haben das Jahr mit einem Umsatz von mehr als 42 Milliarden und einem Plus von 14 Prozent abgeschlossen, wobei die internationalen Bereiche mit 4 Milliarden US-Dollar beziehungsweise 16 Prozent das weitaus stärkste Wachstum seit 2008 verzeichneten. Die internationalen Bereiche haben dieses Wachstum durch kräftige Explorations- und Erschließungsaktivitäten sowohl im Offshore-Bereich als auch in wichtigen Festlandmärkten erreicht. In Nordamerika haben wir unsere Widerstandsfähigkeit gegenüber den Herausforderungen auf den Festlandmärkten bewiesen, denn unser Geschäft verzeichnete ein Wachstum von mehr als einer Milliarde US-Dollar beziehungsweise 9 Prozent, angetrieben durch unsere starke Position im Offshore-Markt, besonders im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko. Darüber hinaus stiegen die Betriebseinnahmen vor Steuern um 14 Prozent, wozu der internationale Bereich eine 31-prozentige Steigerung und um 226 Basispunkte (bps) verbesserte Margen beitrug, sodass diese mit 20,5 Prozent nun höher sind als die Margen in Nordamerika mit 20,3 Prozent.

Unsere Ergebnisse für das vierte Quartal haben zusätzlich zum normalen Produkt-, Software- und Multiclient-Umsatz zum Jahresende anhaltendes Wachstum in Schlüsselmärkten aufgewiesen. Angetrieben wurde diese Leistung von den internationalen Bereichen, wo die Dienstleistungsqualität stark und die Dienstleistungskapazität bei gewissen Produktgruppen eng war. Belastet wurden unsere Ergebnisse jedoch von den zuvor angekündigten saisonalen Rückgängen und Auftragsverzögerungen sowie von Kosten für Indienststellungen und anlaufende neue Projekte. In Nordamerika übertrafen die starken Leistungen im US-amerikanischen Golf von Mexiko geringere Aktivitäten als erwartet in Kanada und weitere Abschwächungen auf den US-amerikanischen Festlandmärkten.

Wesentliches Ertragswachstum wurde in Lateinamerika sowie im Nahen und Mittleren Osten und in Asien verzeichnet. Die Umsatzrendite vor Steuern wies in Lateinamerika eine Verbesserung auf, während die Gewinnmarge im Nahen und Mittleren Osten und in Asien durch den Aktivitätsmix und die Anlaufkosten eines IPM-Projekts zurückging. Der Umsatz sank im Bereich Europa/GUS/Afrika um 1 Prozent, und dort wurden aufgrund des saisonalen Abschwungs in der Nordsee und in Russland zusammen mit den Auftragsverzögerungen in Nordafrika auch geringere Margen verzeichnet. International verbesserte sich die Preisgestaltung langsam weiter, und zwar angetrieben durch die starke Ausführung, den Umsatz bei neuen Technologien und vorausschauende Angebotsabgaben bei kleinen bis mittleren Aufträgen.

In Nordamerika waren Bohrarbeiten in der Tiefsee verantwortlich für starke Aktivitäten und hervorragende Leistungen im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko, wo die Ergebnisse die geringeren Bohraktivitäten und den Einfluss tieferer Preise für hydraulisches Aufbrechen, Bohrarbeiten (Hydrofracking), Rohrwendel- und Wireline-Dienstleistungen in verrohrten Bohrlöchern auf dem US-amerikanischen Festland mehr als aufhoben. In der Folge stiegen in Nordamerika sowohl der Umsatz als auch die Margen vor Steuern gegenüber dem Vorquartal.

Zu den technologischen Höhepunkten für das Quartal: WesternGeco beendete die erste IsoMetrix-Saison mit drei kommerziellen Projekten, und die Technologie wird mit der sich weiterentwickelnden Exploration von schwierigen und komplexen Reservoirzonen weiterhin aufmerksam verfolgt. Für 2013 werden zwei IsoMetrix-Schiffe zur Verfügung stehen. Unterdessen verzeichnete die Abpumptechnologie ThruBit* von Wireline für Messungen in offenen Bohrlöchern eine erhebliche Marktdurchdringung auf dem US-amerikanischen Festland, und das Geschäftsmodell SPARK* von Well Services verzeichnete mit dem einzigartigen Ansatz, dem Kunden mit seinem eigenen Personal und seinen hydraulischen Anlagen die Nutzung unserer Spülsysteme zu erlauben, ebenfalls ein Wachstum.

Die globale makroökonomische Umgebung bleibt weltweit unsicher, und die Prognose zum BIP-Wachstum für 2013 bleibt unverändert. Die globale Erdölnachfrage dürfte voraussichtlich mit ähnlichen Werten wie 2012 zunehmen. Die Angebotsseite wird in Nordamerika weiteres Wachstum verzeichnen, während andere Nicht-OPEC-Produktionsländer wahrscheinlich vor Herausforderungen durch Verzögerungen und Rückgängen stehen werden. Ohne unerwartete makroökonomische oder geopolitische Ereignisse dürfte sich bei der globalen Reservekapazität wenig ändern.

Mit erwarteten Ausgabesteigerungen im internationalen E&P-Bereich von rund 10 Prozent im kommenden Jahr und einer starken Aktivitätsprognose für den US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko befindet sich Schlumberger in einer guten Ausgangslage für weiteres Wachstum durch ein ausgeglichenes Betriebsportfolio, breite geografische Präsenz und starke Fähigkeiten in der Ausführung."

Weitere Meldungen

• Am 15. November 2012 kündigten Schlumberger und Cameron International Corporation (kurz "Cameron") den Abschluss eines Vertrags hinsichtlich der Gründung von OneSubsea™ an, einem Joint Venture zur Fertigung und Entwicklung von Produkten, Systemen und Dienstleistungen für den unterseeischen Erdöl- und Erdgasmarkt. Schlumberger wird einen Anteil von 40 Prozent an OneSubsea halten. Die Transaktion unterliegt noch den behördlichen Genehmigungen und anderen üblichen Abschlussbedingungen, dürfte aber bis Ende des zweiten Quartals 2013 abgeschlossen sein. Laut Vertragsbedingungen sollen alle unterseeischen Geschäftsbereiche von Cameron und Schlumberger an dem Joint Venture beteiligt sein, und Schlumberger wird eine Barauszahlung in Höhe von 600 Millionen US-Dollar an Cameron vornehmen. Cameron übernimmt die geschäftliche Leitung von OneSubsea, und Schlumberger wird seine Beteiligung an dem Joint Venture nach der Equitymethode bilanzieren.
• Am 20. Dezember 2012 unterzeichneten Gazprom Geologorazvedka und Schlumberger eine Rahmenvereinbarung über eine technologische Zusammenarbeit zur Maximierung des Wirkungsgrades von Explorationstätigkeiten in den Feldern und Lizenzgebieten von Gazprom an Land und in Offshore-Bereichen der Russischen Föderation. Die Vereinbarung umfasst die Einführung von Technologien und Softwareprodukten von Schlumberger sowie die Entwicklung eines Personalschulungsprogramms. Diese Vereinbarung folgt auf eine im Jahr 2008 unterzeichnete technologische Rahmenvereinbarung zwischen Gazprom und Schlumberger.
• Am 17. Januar 2013 genehmigte der Verwaltungsrat (Board of Directors) eine Erhöhung der Quartalsdividende um 13,6 Prozent. Die nächste Quartalsdividende, erhöht auf 0,3125 US-Dollar je Stammaktie im Umlauf, wird am 12. April 2013 an diejenigen Aktionäre ausgeschüttet, die am 20. Februar 2013 eingetragen sind.

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. Details der Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten für das Gesamtjahr 2012 folgen:

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:

Oilfield Services

Die Erträge für das Gesamtjahr 2012 stiegen mit 42,15 Milliarden US-Dollar gegenüber 2011 um 14 Prozent, wobei die internationalen Bereiche um 16 Prozent und der Bereich Nordamerika um 9 Prozent zulegten. International stiegen die Erträge mit 28,2 Milliarden US-Dollar um 3,9 Milliarden US-Dollar aufgrund gesteigerter Explorations- und Erschließungsaktivitäten in diversen GeoMarkets – sowohl im Offshore-Bereich als auch in wichtigen Festlandmärkten. Diese internationale Steigerung wurde vom Bereich Europa/GUS/Afrika angeführt, wo die Erträge 18 Prozent besser waren, hauptsächlich wegen starker Ergebnisse in Russland sowie in den GeoMarkets Nigeria und Golf von Guinea, Angola, Ostafrika und Nordsee. Die Erträge in Lateinamerika stiegen um 17 Prozent, angetrieben durch starke IPM-Aktivitäten (integriertes Projektmanagement) am Festland sowie kräftige Offshore-Aktivitäten bei Wireline-Dienstleistungen und Technologien der Drilling Group, hauptsächlich in den GeoMarkets Mexiko und Mittelamerika, Venezuela, Trinidad und Tobago sowie Ecuador. Die Erträge im Bereich des Nahen und Mittleren Ostens und Asiens stiegen um 13 Prozent dank starker Ergebnisse in den GeoMarkets Saudi-Arabien und Bahrain, Australasien, Brunei, Malaysia und Philippinen sowie China. In Nordamerika stiegen die Erträge mit 13,5 Milliarden US-Dollar um 1,2 Milliarden US-Dollar, angetrieben durch eine Steigerung der Offshore-Erträge um 38 Prozent durch kräftige Tiefsee- und Explorationsdienstleistungen der Bereiche Reservoircharakterisierung und Bohrtechnologien, besonders im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko. Die Erträge aus dem nordamerikanischen Festland verbesserten sich um 4 Prozent dank stärkerer Produkte und Dienstleistungen der Production Group, auch wenn die Steigerung durch ein Abschwächen des Marktes für hydraulisches Aufbrechen (Hydrofracking) gemäßigt wurde.

Nach Segmenten erhöhten sich die Erträge der Reservoir Characterization Group um 1,5 Milliarden US-Dollar bzw. 15 Prozent auf 11,4 Milliarden US-Dollar, wobei alle Produktgruppen durch die verbesserten Offshore-Explorationsaktivitäten in sämtlichen Bereichen ein zweistelliges Wachstum aufwiesen. Die Drilling Group verzeichnete eine Ertragssteigerung um 2,1 Milliarden US-Dollar bzw. 15 Prozent auf 16,0 Milliarden US-Dollar, angeführt durch starkes Wachstum bei Produkten und Dienstleistungen in den Bereichen M-I SWACO, Drilling & Measurements sowie Drilling Tools & Remedial. Die Production Group verzeichnete eine Ertragssteigerung um 1,7 Milliarden US-Dollar bzw. 13 Prozent auf 14,9 Milliarden US-Dollar, mit zweistelligem Wachstum in den Bereichen Well Intervention, Completions und Artificial Lift Technologies. Auch die Erträge im Bereich Well Services stiegen an, obwohl dies hauptsächlich auf internationale und nordamerikanische Offshore-Aktivitäten beschränkt war.

Der Betriebsgewinn vor Steuern für das Gesamtjahr 2012 stieg um 1,0 Milliarden US-Dollar bzw. 14 Prozent auf 8,3 Milliarden US-Dollar, wobei der Betriebsgewinn vor Steuern im internationalen Bereich mit 5,8 Milliarden US-Dollar um 31 Prozent anstieg, während der Betriebsgewinn vor Steuern in Nordamerika mit 2,7 Milliarden US-Dollar im Jahresvergleich um 10 Prozent zurückging.

Die Umsatzrendite vor Steuern blieb mit 19,8 Prozent gegenüber dem Vorjahr praktisch unverändert, wobei sich die Umsatzrendite vor Steuern im internationalen Bereich um 226 Basispunkte (bps) auf 20,5 Prozent verbesserte, während die Umsatzrendite in Nordamerika um 448 bps auf 20,3 Prozent zurückging. Der Bereich Europa/GUS/Afrika berichtete eine Steigerung um 435 bps auf 19,6 Prozent, Lateinamerika stieg um 175 bps auf 18,4 Prozent, und der Nahe und Mittlere Osten und Asien verbesserten sich um 27 bps auf 23,4 Prozent. Der Rückgang in Nordamerika erfolgte aufgrund des Preisdrucks bei Fördertechnologien von Well Services auf dem Festland. Nach Segment verbesserte sich die Umsatzrendite vor Steuern bei der Reservoir Characterization Group (Reservoircharakterisierungsgruppe) um 345 bps auf 28,1 Prozent, während die Umsatzrendite bei den Gruppen Drilling und Production bei 17,7 Prozent bzw. 15,9 Prozent lag.

Ergebnisse des vierten Quartals

Der Umsatz im vierten Quartal steigerte sich mit 11,17 Milliarden US-Dollar aufgrund der kräftigen internationalen Aktivitäten sequenziell um 567 Millionen US-Dollar bzw. 5 Prozent und im Jahresvergleich um 873 Millionen US-Dollar bzw. 8 Prozent. Bei der sequenziellen Umsatzsteigerung waren rund 36 Prozent auf den normalen Anstieg bei Produkt- und Softwareumsatz zum Jahresende zurückzuführen, und 12 Prozent entstammten dem gesteigerten Multiclient-Umsatz von WesternGeco. Sequenziell stieg der Umsatz der Reservoir Characterization Group um 8 Prozent auf 3,2 Milliarden US-Dollar, während der Umsatz der Drilling Group mit 4,1 Milliarden US-Dollar rund 2 Prozent höher ausfiel. Die Production Group verzeichnete eine sequenzielle Umsatzsteigerung um 7 Prozent auf 3,9 Milliarden US-Dollar. Nach geografischen Kriterien stieg der Umsatz international sequenziell mit 7,6 Milliarden US-Dollar um 409 Millionen US-Dollar bzw. 6 Prozent an, während der Umsatz in Nordamerika sequenziell mit 3,4 Milliarden US-Dollar um 118 Millionen US-Dollar bzw. 4 Prozent anstieg.

Die sequenzielle Umsatzsteigerung bei der Reservoir Characterization Group war die Folge kräftiger Softwareumsätze im internationalen Bereich durch Schlumberger Information Solutions (SIS). Der Bereich Testing Services verzeichnete zum dritten Quartal in Folge ein Wachstum aufgrund vermehrter Aktivität im GeoMarket Saudi-Arabien und Bahrain. Der Bereich PetroTechnical Services meldete ein zweistelliges Umsatzwachstum infolge starker Beratungsaktivitäten im GeoMarket Mexiko und Mittelamerika. WesternGeco verbesserte sich leicht, da der Multiclient-Umsatz zum Jahresende und der Direktvertrieb der seismischen Landtechnologie UniQ* in Russland durch einen starken saisonalen Umsatzrückgang im Marine-Bereich aufgrund geringerer Schiffsauslastung im Anschluss an die saisonalen Bedingungen in der Nordsee teilweise aufgehoben wurden. Der Umsatz im Bereich Wireline steigerte sich aufgrund eines Aktivitätsanstiegs im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko, der jedoch durch einen saisonalen Aktivitätsrückgang in Asien größtenteils aufgehoben wurde. Die Drilling Group verzeichnete einen Umsatzanstieg aufgrund der Nachfrage nach Technologien von Drilling & Measurements sowie M-I SWACO im internationalen und Offshore-Bereich. Mit dem Umsatz eines vollen Quartals bei den Dienstleistungen von Radius trug auch der Bereich Drilling Tools & Remedial Services zum Wachstum bei. Der Bereich IPM verbesserte sich leicht, da die Kombination vermehrter Projekte in Australien und neu anlaufender Aufträge im Irak und in Argentinien durch Projektabschlüsse in Nordafrika teilweise aufgehoben wurde. Die Umsatzsteigerung bei der Production Group war in erster Linie auf besseren Produktumsatz von Completions und Artificial Lift zum Jahresende zurückzuführen, gekoppelt mit neuen unterseeischen Framo-Projekten im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko sowie in den GeoMarkets Nordsee und Angola. Der Umsatz bei Well Intervention Services stieg ebenfalls aufgrund vermehrter Aktivität in den GeoMarkets Mexiko und Mittelamerika sowie Saudi-Arabien und Bahrain. Der Umsatz von Well Services stieg hauptsächlich aufgrund vermehrter Aktivität im internationalen Bereich und im nordamerikanischen Offshore-Markt. Auch die Zahl der Bauabschnitte von Well Services in Nordamerika steigerte sich, wobei der Umsatz aufgrund der anhaltenden Preisschwäche infolge des Überangebots an hydraulischen Anlagen jedoch zurückging.

In geografischer Hinsicht stieg der Umsatz im Nahen Osten und Asien mit 2,6 Milliarden US-Dollar sequenziell um 10 Prozent, dies vor allem dank des Beginns neuer schlüsselfertiger IPM-Projekte im Irak, vermehrter Dienstleistungen von Testing, Well Intervention und der Drilling Group zusätzlich zum Produktumsatz zum Jahresende im GeoMarket Saudi-Arabien und Bahrain, des Beginns des Seismikprojekts Jurassic sowie starker Produkt- und Softwareumsätze zum Jahresende in Kuwait und schließlich dank der Steigerung bei den Onshore-Projekten von IPM und der vermehrten Bohraktivität im GeoMarket Australasien. In Lateinamerika stieg der Umsatz sequenziell um 11 Prozent auf 2,1 Milliarden US-Dollar, vor allem dank kräftiger Software- und Produktumsätze zum Jahresende, starker Beratungsaktivität von PetroTechnical Services, unkonventioneller Frakturierungs- und eingreifender Stimulationsaktivität bei Bohrungen im GeoMarket Mexiko und Mittelamerika. Die höhere Schiffsauslastung bei WesternGeco für die Erfassung neuer seismischer Studien in Brasilien, Trinidad und Uruguay trug gekoppelt mit dem Beginn eines IPM-Projekts in Argentinien ebenfalls zu dieser Steigerung bei. In Europa/GUS/Afrika sank der Umsatz mit 3,0 Milliarden US-Dollar um 1 Prozent, hauptsächlich aufgrund geringerer Schiffsauslastung bei WesternGeco infolge des saisonal bedingten Abzugs von Schiffen aus der Nordsee. Der Abschluss von IPM-Projekten und die Verzögerung von Dienstleistungsverträgen in Nordafrika sowie der Abschluss der WesternGeco-Studie in der russischen Karasee trugen ebenfalls zu diesem Rückgang bei. Der sequenzielle Rückgang wurde jedoch durch vermehrte Aktivität in Angola und höhere Produkt- und Softwareumsätze in der Region Russland und Zentralasien sowie im GeoMarket Kontinentaleuropa teilweise ausgeglichen. In Nordamerika stieg der Umsatz mit 3,4 Milliarden US-Dollar sequenziell um 4 Prozent – hauptsächlich dank 24 Prozent Anstieg im Offshore-Bereich, während das Festland um 2 Prozent zurückging. Die Steigerung beim Offshore-Umsatz war auf vermehrte Bohraktivität infolge einer größeren Anzahl Tiefseebohranlagen und stärkerem Multiclient-Umsatz von WesternGeco zum Jahresende zurückzuführen. Der Umsatzrückgang an Land war hauptsächlich auf die anhaltende Preisschwäche bei den Aktivitäten von Well Services im Zusammenhang mit hydraulischem Aufbrechen (Hydrofracking) zurückzuführen. Ein saisonaler Rückgang bei abgewichenen und horizontalen Bohrungen auf dem Festland beeinträchtigte zusammen mit der Preisschwäche das Segment der Drilling Group in Nordamerika zusätzlich.

Weltweit erhöhten sich die Betriebseinnahmen vor Steuern im 4. Quartal mit 2,2 Milliarden US-Dollar sequenziell um 1 Prozent und blieben im Jahresvergleich unverändert. International stiegen die Betriebseinnahmen vor Steuern mit 1,6 Milliarden US-Dollar sequenziell um 1 Prozent und im Jahresvergleich um 21 Prozent, während die Betriebseinnahmen vor Steuern in Nordamerika mit 655 Millionen US-Dollar sequenziell um 7 Prozent zu-, im Jahresvergleich jedoch um 31 Prozent abnahmen.

Die Umsatzrendite vor Steuern sank mit 19,4 Prozent sequenziell um 83 bps und im Jahresvergleich um 169 bps. International sank die Umsatzrendite vor Steuern mit 20,5 Prozent sequenziell um 104 bps, stieg jedoch im Jahresvergleich um 125 bps. Dieser sequenzielle Rückgang der Marge war auf ein stärkeres saisonales Abschwächen als üblich sowie auf Auftragsverzögerungen in der Region Europa/GUS/Afrika zurückzuführen, die üblicherweise höhere Margen mit sich bringen. In Nordamerika stieg die Umsatzrendite vor Steuern mit 19,2 Prozent sequenziell um 65 bps, sank jedoch im Jahresvergleich um 764 bps. Sequenziell war der Anstieg der Marge auf die erhöhten Beiträge margenstarker Offshore-Dienstleistungen zurückzuführen, besonders im US-amerikanischen Teils des Golfs von Mexiko, was den Margenrückgang bei der Drilling Group und Well Services an Land mehr als aufhob. Nach Segment erreichte die Umsatzrendite vor Steuern bei der Reservoir Characterization Group 29,1 Prozent, während die Umsatzrendite bei der Bohr- und der Produktionsgruppe bei 16,8 Prozent bzw. 15,0 Prozent lag.

Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im vierten Quartal war mit 3,15 Milliarden US-Dollar sequenziell um 240 Millionen US-Dollar bzw. 8 Prozent und gegenüber dem Vorjahr um 363 Millionen US-Dollar bzw. 13 Prozent höher. Die Betriebseinnahmen vor Steuern in Höhe von 917 Millionen US-Dollar waren sequenziell um 9 Prozent und im Jahresvergleich um 18 Prozent höher.

Sequenziell stieg der Umsatz hauptsächlich dank kräftiger Softwareverkäufe durch SIS auf internationaler Ebene zum Jahresende, während der Bereich Testing Services zum dritten Mal in Folge ein Wachstum aufgrund vermehrter Aktivität in den GeoMarkets Saudi-Arabien und Bahrain sowie Mexiko und Mittelamerika verzeichnete. Der Bereich PetroTechnical Services meldete ebenfalls ein zweistelliges Umsatzwachstum infolge starker Beratungsaktivitäten im GeoMarket Mexiko und Mittelamerika. WesternGeco verbesserte sich leicht, da der Multiclient-Umsatz zum Jahresende und der Direktvertrieb der seismischen Landtechnologie UniQ in Russland durch einen starken saisonalen Umsatzrückgang im Marine-Bereich aufgrund geringerer Schiffsauslastung im Anschluss an die saisonalen Rückzüge aus der Nordsee teilweise aufgehoben wurden. Der Wireline-Bereich verbesserte sich leicht dank vermehrter Aktivität im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko im Anschluss an den Aufschwung nach den Betriebsausfällen im Zusammenhang mit Hurrikan Isaac im Vorquartal, was durch einen saisonal bedingten Aktivitätsrückgang in Asien, hauptsächlich in den GeoMarkets Australasien und China, jedoch aufgehoben wurde.

Die Umsatzrendite vor Steuern stieg mit 29,1 Prozent sequenziell um 31 bps und im Jahresvergleich um 122 bps. Sequenziell erfolgte die Verbesserung der Marge in erster Linie aufgrund des wie gewohnt starken Umsatzes mit SIS-Software und Multiclient-Lizenzen von WesternGeco zum Jahresende. Auch die Margen bei Testing Services, Wireline und PetroTechnical Services verbesserten sich infolge eines günstigeren Technologie-Mix bei Explorations- und Erschließungsprojekten. Diese Verbesserungen wurden jedoch durch die geringere Marge im Marine-Bereich bei WesternGeco infolge der tieferen Schiffsauslastung eingedämmt.

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

Im Offshore-Bereich in Malaysia schloss WesternGeco die weltweit erste kommerzielle Untersuchung mithilfe der mit Gleitkerbe ausgestatteten Breitbandtechnik ObliQ* für Datenerfassung und Bildgebung in Kombination mit der Voll-Azimut-Erfassung Coil Shooting* mit Einzelschiff für PETRONAS ab. Die Coil-Shooting-Technik wurde als Lösung für Beleuchtungsschwierigkeiten ausgewählt, während die ObliQ-Technologie eine bessere Durchdringung in tieferen Zielgebieten bot. Die Datenverarbeitung wird im GeoSolutions-Zentrum von WesternGeco in Kuala Lumpur vorangetrieben.

Im Offshore-Bereich in Indonesien erhielt WesternGeco von BP West Aru, einer indonesischen Tochtergesellschaft von BP Plc, einen Auftrag für eine der größten seismischen 3D-Meeresuntersuchungen in Indonesien über maximal 9000 km2 in den neuen Konzessionsblocks West Aru I und II. Bei dem Projekt mit umfassender Datenverarbeitung an Bord wird die Streamer-Technologie Q-Marine Solid* eingesetzt.

Von Shell hat WesternGeco den Auftrag für zwei 4D-Überwachungsmessungen für Shell-Firmen erhalten, darunter eine Untersuchung für die Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCO) über dem Bongo-Feld in Nigeria und eine Untersuchung für Sarawak Shell Berhad (SSB) im Offshore-Bereich in Malaysia. Die Messung in Nigeria wird von der WG Amundsen mithilfe der Streamer-Technologie Q-Marine Solid durchgeführt. Dabei handelt es sich bereits um die zweite 4D-Untersuchung, die WesternGeco für SNEPCO über diesem Feld ausführt. Die 4D-Messung in Malaysia wird von der Western Patriot erfasst.

Nach einer Reihe von erfolgreichen Messungen in der Nordsee sowie in Trinidad und Tobago hat WesternGeco von BP weitere Aufträge für die Nordsee erhalten, darunter zwei Untersuchungen mithilfe des aus mehreren Komponenten bestehenden seismischen Meeresbodensystems Q-Seabed* und zwei 4D-Überwachungsmessungen mithilfe der seismischen Breitbandtechnik DISCover* mit Abdeckung durch interpolierte Streamer. Die Projekte beginnen im zweiten Quartal 2013.

Im Offshore-Bereich in den VAE wurde die Förderaufzeichnungstechnologie Wireline Flow Scanner* für horizontale und abgewichene Bohrungen zusammen mit dem Instrument RST* für Reservoirsättigung für ZADCO eingesetzt, ein Zusammenschluss zwischen ADNOC, ExxonMobil und JODCO, und zwar in einer horizontalen Bohrung mithilfe des Bohrlochtraktorsystems MaxTRAC*. Die Instrumente wurden in zwei Erfassungsschritten über einen fördernden Abschnitt mit mehreren Einrichtungen, die ein Einbrechen verhindern sollen, bis zur Gesamttiefe transportiert. Die kombinierten Messdaten der Instrumente ermöglichten eine erfolgreiche Bestimmung des Flussprofils in der Bohrung, und während des mechanisch komplexen Ablaufs, durch den alle erforderlichen Daten erfasst werden konnten, musste kein Stillstand verzeichnet werden.

In Myanmar wurde die instrumentierte Interventionstechnologie ReSOLVE* von Wireline eingesetzt, um unerwünschte Wasserförderung in einer Onshore-Bohrung für Petronas Carigali Myanmar (Hongkong) Limited mittels eines Blindstopfens zu stoppen. Angebracht wurde das ReSOLVE-Tool mit der Traktortechnologie TuffTRAC* für Arbeiten an eingefassten Bohrlöchern, mit der die früheren erfolglosen Versuche mit herkömmlichen mechanischen Mitteln überwunden werden konnten, indem der Blindstopfen durch Engpässe im fertiggestellten Bohrloch in die richtige Tiefe transportiert wurde. Während des Arbeitsschrittes zeigte die ReSOLVE-Technologie den Stand der Arbeiten in Echtzeit an und lieferte auch eine positive Bestätigung, als der Blindstopfen angebracht worden war.

Im Golf von Thailand wurden die Wireline-Technologien MDT Forte-HT* für modulare Formationsdynamiktests bei hohen Temperaturen und InSitu Fluid Analyzer* für PTTEP in drei Bohrungen im Arthit-Feld im nordmalaieschen Becken eingesetzt. Die Technologie war entscheidend für das Erfassen typischer Formationsdruckmessungen und die schlüssige Identifizierung von Flüssigkeiten und CO2-Gehalt, wodurch das Asset-Team des Kunden anhand der Unterscheidung von trockenem Gas und Gaskondensat in Echtzeit kritische Informationen über die Flüssigkeitszusammensetzung in dem Reservoir, aber auch über die Bedingungen im Bohrloch wie CO2-Gehalt und Formationsdurchlässigkeit erhielt.

In Oman wurde die Microimaging-Technologie FMI-HD* von Wireline für PDO in tiefen Explorationsbohrungen zur Formation von Tight-Gas-Vorkommen mit Bohrspülmitteln auf Öl- sowie Synthetikbasis eingesetzt. Dies ergab Bilder mit besserer Auflösung in Formationen mit hohem Widerstand und eine bessere Abdeckung des Bohrlochs. Dies führte zu einer besseren Strukturbestimmung, präziseren Informationen für die geomechanische Modellierung des Bohrgestänges und einer besseren Auswahl der Abschnitte für die MDT*-Technologien für modulare Tests der Formationsdynamik.

Im britischen Teil der Nordsee verzeichneten die extra tief eindringenden, geformten Ladungen PowerJet Nova* von Wireline einen neuen Weltrekord für den längsten Perforationsdurchgang an einer einzelnen Drahtleitung in einem Bohrloch von Taqa Bratani im Pelican-Feld. Mit den PowerJet-Nova-Ladungen, die über ein speziell starkes Kabel an einer stark gespannten Aufzeichnungseinheit angebracht wurden, wurde ein rund 128 Meter langer Abschnitt perforiert. Dual-Secure*-Sprengzünder sorgten für Redundanz im Perforationssystem, während Verbesserungen am Fördersystem zu betrieblicher Effizienz, geringeren Kosten und höherer Sicherheit führten. Der Auftrag wurde fehlerfrei ausgeführt.

In den Rocky Mountains in den USA wurde die Dreifachmesstechnologie SureLog* Thrubit mit Drahtleitung benutzt, um einen rund 3.000 Meter langen horizontalen Abschnitt eines Bohrlochs von Oasis Petroleum in der Bakken-Formation in einer Formationstiefe von mehr als 3.000 Metern zu vermessen. Durch die Verwendung der Thrubit*-Messdienstleistungen konnte der Kunde die Spülung aufrechterhalten, die Messinstrumente einsetzen und das Bohrloch vermessen – und zwar alles während des Konditionierungsschritts. Das robuste Akku- und Instrumentenkonstruktionsdesign konnte während 37 Stunden kontinuierlich betrieben werden, was eine petrophysische Auswertung des horizontalen Abschnitts und eine gründliche Analyse der Bohrabschlussoptionen mithilfe von Daten ermöglichte, die vorher nicht zu Verfügung standen.

In dem geologisch komplexen Gebiet Kansas Mississippian Lime wurde die dreifache Vermessungs-Suite SureLog Thrubit für Osage Resources verwendet, um das Bohrabschlusskonstruktionsdesign zu optimieren und die Leistung in Bezug auf benachbarte Bohrlöcher zu verbessern. Die horizontale Messung ergab erhebliche Veränderungen bei Porosität und Lithologie entlang der seitlichen Länge und ermöglichte die Ausgestaltung der Längen für die Frakturierungsabschnitte, des Wasservolumens und der Perforationscluster zur Behandlungsoptimierung. Aufgrund der Interpretation der erfassten Daten entschied sich Osage Resources für einen zusätzlichen Frakturierungsabschnitt bei der Ausgestaltung des Abschlusses.

In Turkmenistan wurde die Dienstleistung Dielectric Scanner* von Wireline für dielektrische Multifrequenzdispersion landesweit zum ersten Mal für CNPC International Turkmenistan eingesetzt. Die Dielectric-Scanner-Technologie zeigte den Gas-Wasser-Kontakt klar auf und ermöglichte die benötigten Interpretationsgrößen zur Auswertung der Gassättigung in dem Karbonatreservoir mit geringer Porosität.

In Myanmar erhielt Schlumberger Testing zwei verschiedene Aufträge für Dienstleistungen bei Explorations- und Befundungsbohrungen im Tiefseebereich des Zawtika-Feldes für PTTEP International Limited. Die Dienstleistungen bestehen aus kompletten Testpaketen, einschließlich Oberflächenvermessung, Flüssigkeitsproben, unterseeisches Messkreuz, Drillstem-Test und durch Rohrleitungen angebrachte Perforationen.

In Pakistan führte Testing Services mit der hochdichten Isoliertechnologie HPHT CERTIS* für Reservoirmessungen in Kombination mit den hochauflösenden HPHT-Quarzmessgeräten Signature* erfolgreich sechs Frakturierungsarbeiten an verschiedenen Tight-Gas-Formationen in Kadanwari für Eni durch. Die Frakturierungs- und Rückflussarbeiten wurden über 39 Tage hinweg abgeschlossen, und durch die Technologiekombination konnte Bohrzeit eingespart und mehr Sicherheit, Verlässlichkeit und betriebliche Flexibilität gewährleistet werden.

In Brasilien erhielt SIS einen Auftrag zur Bereitstellung von Software, Schulung und Dienstleistungen für die brasilianische Erdölagentur ANP. Schlumberger wird Schlüsseltechnologien wie die E&P-Software Petrel* und ECLIPSE* zur Reservoirstimulierung bereitstellen und sämtliche E&P-Bereiche von Geologie über Geophysik bis hin zu Erdöltechnik abdecken. Die Software von Schlumberger wird von der ANP für Studien zu Bereichen verwendet, die in der voraussichtlich 2013 stattfindenden 11. Angebotsrunde des Landes zu Erdöl- und Erdgasvorkommen vorgeschlagen werden sollen.

In Kolumbien verhalf die Integration von Technologien zum Bohrlocheinbau und -abschluss mit dem Fachwissen von PetroTechnical Services dem Unternehmen New Granada Energy zum Abschluss der ersten horizontalen Bohrung in einem Feld im östlichen Llanos-Becken. Die Kartierung der Schichtgrenzen mit PeriScope* von Drilling & Measurements ergab Daten, die zur Planung eines offenen Bohrlochs verwendet wurden, um die Förderung von Sand zu verhindern und den Kontakt zum Reservoir zu maximieren. Mit einem erreichten Förderindex von 30 Prozent und einem Wasseranteil von weniger als 1 Prozent plant New Granada Energy vier weitere Bohrungen in diesem Feld.

Das Schlumberger Reservoir Geomechanics Center of Excellence in Großbritannien hat ein geomechanisches 3D-Modell des in der Tiefsee gelegenen Jabuti-Feldes abgeschlossen, das Teil des Ölfeldes Marlim Leste von Petrobras im brasilianischen Campos-Becken ist. Ausgeführt wurde das Projekt von disziplinübergreifenden Teams von Petrobras und PetroTechnical Services von Schlumberger in Brasilien, Großbritannien und Dänemark. Wichtige Technologien wurden für dieses Projekt zum ersten Mal kombiniert, darunter seismische AVO-Inversion, Gesteinsphysik, 3D-Spannungsmodelle des gesamten Feldes und in der Nähe des Bohrlochs, strukturelle Sanierungs- und geomechanische Vorlaufmodelle. Die Ergebnisse zeigten, welche wichtige Rolle die komplexen Interaktionen zwischen Abbau, natürlichen Brüchen, Belastungen und Durchlässigkeit bei der Kontrolle der Förderung in diesem Feld sowie der Stabilität und Integrität des Bohrlochs spielen.

In Brasilien erhielt die Schlumberger-Abteilung PetroTechnical Services den Auftrag für eine integrierte geomechanische Studie zur Bohroptimierung und Auswertung des Förderrisikos im Tiefseefeld Atlanta, das von Queiroz Galvão Exploracão e Producão (QGEP) betrieben wird. Ein mechanisches 4D-Erdmodell war für die Studie zentral und ermöglichte dem Kunden die Wahl und Optimierung von Lösungen zur Stabilisierung des Bohrlochs, Sandförderung, Verdichtung, Senkung und Erneuerung von Verwerfungen sowie die Quantifizierung der Auswirkungen und Risiken verschiedener Fördersituationen.

Drilling Group

Der Umsatz im vierten Quartal war mit 4,1 Milliarden US-Dollar sequenziell um 88 Millionen US-Dollar bzw. 2 Prozent und gegenüber dem Vorjahr um 332 Millionen US-Dollar bzw. 9 Prozent höher. Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 696 Millionen US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal 5 Prozent niedriger, im Jahresvergleich aber 7 Prozent höher.

Die Umsatzsteigerung gegenüber dem Vorquartal ist auf die Nachfrage nach den Produkten und Dienstleistungen von Drilling & Measurements und M-I SWACO im internationalen und Offshore-Bereich zurückzuführen. Auch Aktivität im Bereich von Drilling Tools & Remedial Services trug mit dem Umsatz eines vollen Quartals bei den Dienstleistungen von Radius zum Wachstum bei. Der Bereich IPM verbesserte seinen Umsatz leicht, da mehr Projekte in Australien und neu anlaufende Aufträge im Irak und in Argentinien durch Projektabschlüsse in Nordafrika teilweise aufgehoben wurden. Insgesamt wurde die Umsatzsteigerung durch einen Rückgang bei den Dienstleistungen im Zusammenhang mit Bohrvorgängen – hauptsächlich auf dem nordamerikanischen Festland – aufgrund einer saisonalen Abschwächung der Aktivität in abgewichenen und horizontalen Bohrungen zusammen mit einer Preisschwäche gemäßigt.

Die Umsatzrendite vor Steuern sank mit 16,8 Prozent sequenziell um 128 bps und im Jahresvergleich um 26 bps. Nach Technologien der Gruppe blieben die Margen bei Drilling & Measurements sowie Drilling Tools & Remedial Services sequenziell unverändert, während bei M-I SWACO und IPM durch den Geografie-Mix und betriebliche Verzögerungen engere Margen verzeichnet wurden.

Eine ganze Reihe an Technologien der Drilling Group trug zu den Ergebnissen im ersten Quartal bei.

In den VAE erhielt Schlumberger von ZADCO, einem Zusammenschluss zwischen ADNOC, ExxonMobil und JODCO, den Zuschlag für integrierte Bohrdienstleistungen auf den ersten zwei künstlichen Inseln (Nord- und Südinsel) im oberen Zakum-Feld vor der Küste von Abu Dhabi, einem der größten Erdölfelder der Welt. Der Dreijahresvertrag stellt den ersten Zuschlag für integrierte Bohrdienstleistungen in den Vereinigten Arabischen Emiraten dar.

In Malaysia erreichte Schlumberger mithilfe der Technologie CASING DRILLING™ drei Weltrekorde bei der Bohrung Angsi D14 für PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB). Die Rekorde umfassten den mit 82,3° steilsten Neigungswinkel, den mit 1.550 Meter tiefsten während des Bohrvorgangs mit 13-3/8-Zoll-Rohren verrohrten Abschnitt und den mit 1.361 Meter längsten Richtungsbohrungsabschnitt der Stufe 3 mit 13-3/8-Zoll-Verrohrung.

Im Südchinesischen Meer wurde die PeriScope*-Technologie von Drilling & Measurements zur Kartierung von Schichtgrenzen in einer horizontalen Bohrung eingesetzt, um der CNOOC Panyu Operating Company bei der Erschließung reifer Reservoirs mit verbleibenden dünnen Erdölsäulen zu helfen. Die PeriScope-Technologie ermöglichte eine präzise Platzierung der seitlichen Abschnitte innerhalb von 0,5 m des oberen Endes des Reservoirs für optimale Entwässerung und Reduzierung von Attic Oil. In den Bohrungen wird Erdöl in hoher Menge und mit sehr geringem oder gar keinem Wasseranteil gefördert, und das Team von Drilling & Measurements wurde von der Panyu Operating Company für seinen Beitrag zu dieser Leistung gewürdigt.

Im Schwarzen Meer wurde die Dienstleistung StethoScope* von Drilling & Measurements zur Messung des Formationsdrucks während des Bohrvorgangs eingesetzt, um mehrere Zonen in einer Bohrung für die Turkish Petroleum Corporation (TPAO) zu testen und die Kalibrierung des Porendruckmodells in Echtzeit zu ermöglichen. Dadurch konnte die TPAO die Bohrung eines 10-5/8-Zoll-Abschnitts umgehen, was zu erheblichen Kosteneinsparungen führte.

In Nigeria wurde die StethoScope-Technologie von Drilling & Measurements für Messungen des Formationsdrucks während des Bohrvorgangs im Auftrag von Total verwendet, um den Porendruck in den durchbohrten Reservoirsandabschnitten abzuschätzen. Mit einem besseren Verständnis des Porendrucks konnte der Kunde die Verrohrung tiefer ansetzen und im Vergleich zum ursprünglichen Plan eine Förderfahrt einsparen. Außerdem wurden die gemessenen Druckpunkte zur Berechnung der Beweglichkeit der Formationsflüssigkeiten verwendet, wodurch die anschließende Probenahme mit MDT für modulare Tests der Formationsdynamik optimiert werden konnte.

In Algerien ergab die vertikale Bohrtechnologie PowerV* von Drilling & Measurements eine kontrollierte Bohrabweichung von unter 0,35° in einer stark abfallenden Formation im Zemoul-el-Kbar-Feld für Groupement Sonatrach Agip (GSA). Die Technologie wurde für eine Bohrung mit 3.481 Meter Länge eingesetzt und hielt deren Bahn innerhalb einer seitlichen Auslenkung von 1,4 Metern. Durch diese Bohrleistung konnte der Kunde im Vergleich zu den früheren Bohrlöchern, die mit herkömmlichen Technologien angefertigt wurden, drei Arbeitstage einsparen. Außerdem ergab die PowerV-Technologie ein Bohrloch von ausgezeichneter Qualität für Aufzeichnungen und Verrohrung.

In Polen wurde das hochleistungsfähige Drehsteuersystem PowerDrive Archer* von Schlumberger mit speziellen Smith-Bohrkronen verwendet, um bei einer Bohrung mit komplexer Geometrie im Lubocino-Feld für Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) die Neigung von der Vertikale in die Horizontale zu fertigen. Mit der PowerDrive-Archer-Technologie wurde die Krümmung in einem einzigen Durchgang erstellt, wodurch die Bohrung sicher an der erforderlichen Zielstelle ankam und die Schwierigkeiten überwunden wurden, die mit herkömmlichen Motoren in diesen Formationsabschnitten in der Vergangenheit aufgetaucht waren.

In Russland wurde mit der Integration der Drehsteuertechnologie PowerDrive* von Drilling & Measurements, des Systems MEGADRILL* von M-I SWACO und Smith-Bohrkronen ein neuer russischer Bohrrekord für LUKOIL erreicht, nämlich der längste 8-1/2-Zoll-Abschnitt in einem einzigen Durchgang mit der höchsten durchschnittlichen Bohrgeschwindigkeit. In der Folge verbesserte sich die Bohrleistung von 22,1 Tagen für 1.000 Meter auf 9,5 Tage für 1.000 Meter, und die Arbeiten, die Bohrlöcher von hervorragender Qualität ergaben, ermöglichten den weltweit ersten zweistufigen Abschluss mit verteilten Temperaturfühlern und Sieben zur Verhinderung eines Einbrechens.

In Russland wurden Technologien der Drilling Group von Schlumberger für die Eriell Corporation bei diversen Projekten in den Regionen Westsibirien und Wolga/Ural eingesetzt. Bei einer Bohrung im Urengoyskoe-Feld wurden in Russland entwickelte und hergestellte Bohrköpfe von Smith Viking einerseits mit Verdrängungsmotoren von Drilling & Measurements, wobei neue Leistungsmaßstäbe gesetzt wurden, und andererseits mit den Drehsteuersystemen PowerDrive X5* von Drilling & Measurements benutzt, wobei die Bohrgeschwindigkeit gegenüber älteren Bohrungen verdoppelt wurde. Bei einer anderen Bohrung im Nizhne-Kamenskoe-Feld senkte die Kombination der Smith-Turbobohrsysteme Neyrfor* mit speziellen Smith-Bohrköpfen die Bohrdauer bei einem Abschnitt um 133 Prozent.

In Russland halfen Technologien der Drilling Group dem Unternehmen Rosneft bei der Bohrung einer Wiedereintrittskampagne mit erweitertem seitlichem Zugang im Odoptu-Morye-Feld. Mit einer Kombination aus der Drehsteuertechnologie PowerDrive X6* von Drilling & Measurements und speziell gestalteten Smith-Bohrkronen und Schlagscheren wurde ein 1.990 Meter langer Sidetrack mit einem komplexen 3D-Bohrpfad erstellt. Die multifunktionale Dienstleistung EcoScope^† für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs zur Platzierung des Bohrlochs wurde zusammen mit den durch PetroTechnical Services von Schlumberger ausgewerteten Daten von den SonicVISION*-Instrumenten für Akustik während des Bohrvorgangs verwendet, um ein Trackmaster*-Absenkseilsystem von Smith optimal anzubringen. Dieser integrierte Ansatz sorgte dafür, dass das Bohrloch sieben Tage früher als geplant erstellt werden konnte.

In Russland ergab die Integration von Bohrkopftechnologien von Drilling & Measurements und Smith Rekordleistungen für Rosneft Vankor im Erschließungsprojekt Vankorskoe. Bei einer Bohrung wurde das mit PowerDrive vorteX* angetriebene Drehsteuersystem mit spezifischer Smith-Bohrkrone durch Schlumberger-Software zur Optimierung der Bohrgeschwindigkeit unterstützt, sodass die Endtiefe mit der höchsten Meterleistung pro Tag fast zehn Tage früher als geplant erreicht wurde. Durch die Kombination dieses integrierten Bohrpakets mit der multifunktionellen EcoScope-Technologie für Aufzeichnungen während des Bohrvorgangs wurde weitere Bohrzeit eingespart.

In Brasilien verhalf die Integration von Technologien der Drilling Group, darunter das vertikale Bohrsystem PowerV, RHELIANT*-Spülmittel auf Synthetikbasis sowie spezifische Smith-Bohrköpfe, Shell zur Verkürzung der Bohrdauer bei zwei Pre-Salt-Bohrlöchern im Santos-Becken um 15 Tage. Die von Schlumberger empfohlene Technologie und Methode trug dazu bei, dass diese beiden Bohrungen zum oberen Viertel ähnlicher Bohrungen in Brasilien gehören.

In Norwegen wurde eine durch das Bohrsystem i-DRILL* von Smith entwickelte und optimierte Bohrlochsohlenmontage von Drilling Tools & Remedial Services mit einer 12-1/4-Zoll-Bohrspitze mit abgestufter Lochöffnung und einem nach Bedarf hydraulisch betriebenen Rhino-XC*-Räumer für Talisman eingesetzt. Der Bohrabschnitt wurde mit einer 28 Prozent höheren durchschnittlichen Bohrgeschwindigkeit als geplant gebohrt und unterschnitten. Das Rhino-XC-Instrument wurde unterhalb der während des Bohrvorgangs verwendeten Messinstrumente korrekt ein- und ausgeschaltet und konnte problemlos durch aufgeschwemmte Lehmschichten aus dem Bohrloch entfernt werden. Erschütterungen und Vibrationen an der Bohrlochsohle waren minimal, die Bohrabweichung konnte innerhalb von 0,4° gehalten werden, und der Bohrabschnitt wurde 13 Stunden früher als geplant abgeschlossen.

In Brasilien wurden mit Smith-Bohrköpfen und Dienstleistungen von Schlumberger Dynamic Pressure Management erfolgreich Schlagbohrarbeiten an einem Bohrloch im Onshore-Becken São Francisco für Petra Energia durchgeführt. Durch die Verwendung von Drucklufthämmern, Hammerköpfen und Bohrtechnologien mit kontrolliertem Druck wurde eine 178 Prozent größere Bohrgeschwindigkeit als der Durchschnitt für dieses Feld erreicht. Solche maßgeschneiderten Ingenieurslösungen helfen dem Explorationsprogramm von Petra Energia, indem mit geringeren Risiken und Kosten effizienter gebohrt wird.

In Nordwestrussland erhielt die Schlumberger-Abteilung IPM einen dreijährigen Explorationsauftrag von Bashneft Polyus, einem Joint Venture zwischen Bashneft und Lukoil, für die Felder Trebsa und Titova. In dieser Region befindet sich eines der letzten großen unerschlossenen Erdölfelder auf dem russischen Festland. Schlumberger wird unter der Leitung von IPM Bohr- und Abschlussdienstleistungen bereitstellen.

Production Group

Der Umsatz im vierten Quartal war mit 3,9 Milliarden US-Dollar sequenziell um 249 Millionen US-Dollar bzw. 7 Prozent und gegenüber dem Vorjahr um 221 Millionen US-Dollar bzw. 6 Prozent höher. Die Betriebseinnahmen vor Steuern in Höhe von 590 Millionen US-Dollar waren sequenziell 8 Prozent höher, sanken im Jahresvergleich jedoch um 24 Prozent.

Die Umsatzsteigerung gegenüber dem Vorquartal war in erster Linie auf besseren Produktumsatz von Completions und Artificial Lift zum Jahresende zurückzuführen, gekoppelt mit neuen unterseeischen Framo-Projekten im US-amerikanischen Golf von Mexiko sowie in den GeoMarkets Nordsee und Angola. Der Umsatz bei Well Intervention Services stieg aufgrund vermehrter Aktivität in den GeoMarkets Mexiko und Mittelamerika sowie Saudi-Arabien und Bahrain. Der Umsatz von Well Services stieg hauptsächlich aufgrund vermehrter Aktivität in den internationalen und nordamerikanischen Offshore-Märkten. Internationale Aktivitäten waren stark aufgrund von Arbeiten mit Stimulationsschiffen in Brasilien, unkonventionellen Frakturierungsaktivitäten in Mexiko und neuen Projekten in Kuwait und im Irak. Auch die Zahl der Bauabschnitte von Well Services auf dem nordamerikanischen Festland steigerte sich, wobei der Umsatz aufgrund der anhaltenden Preisschwäche durch das Überangebot an hydraulischen Anlagen jedoch zurückging.

Die Umsatzrendite vor Steuern stieg gegenüber dem Vorquartal um 13 bps auf 15 Prozent, was jedoch im Jahresvergleich einen Rückgang um 590 bps bedeutete. Der sequenzielle Anstieg war hauptsächlich auf die günstigen Auswirkungen des Produktumsatzes von Completions und Artificial Lift zum Jahresende, gekoppelt mit verbesserter Rentabilität aufgrund der neuen unterseeischen Framo-Projekte, zurückzuführen. Dieser Anstieg der Marge wurde durch anhaltende Preisschwächen bei Well Services größtenteils aufgehoben.

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

In Argentinien erhielt Schlumberger den Auftrag für integrierte Dienstleistungen für die Explorationskampagne von Shell in der unkonventionellen Vaca-Muerta-Formation im Neuquen-Becken. Der 18-monatige Vertrag umfasst Projektmanagement, Bohrtechnik und die Ausführung von Bauleistungen wie Formationsauswertung, Reservoirstimulation, Rohrwendel und Bohrlochtests. Die erste horizontale Explorationskredite wurde im Oktober 2012 erfolgreich in Angriff genommen.

In Pakistan wurde die Losseal*-Technologie mit Verbundwerkstofftabletten für die Oil & Gas Development Company Limited (OGDCL) bei der 9-5/8-Zoll-Förderfahrt in zwei Naspha-Bohrlöchern auf dem Potwar-Plateau eingesetzt, nachdem vor dem Einpumpen von Zement ein kompletter Spülverlust eingetreten war. Schwere Losseal-Tabletten (16,5 bzw. 17 ppg; Pfund pro Gallone), die die bestehende Reichweite der Technologie erweiterten, wurden als Abstandshalter eingesetzt, wodurch die Bohrspülung wiederhergestellt und in der Folge die zonale Isolierung sichergestellt werden konnte.

In Indien ist die scher- und hitzeresistente Frakturierungsflüssigkeit ThermaFRAC* von Well Services mit Erfolg in einer Tiefe von 4.400 Metern und bei einer Temperatur von 163 °C in einer Bohrung an Land für Cairn Energy India Pty Ltd im KG-Becken im Bundesstaat Andra Pradesh verwendet worden. Durch die enge Zusammenarbeit zwischen Cairn Energy India und Schlumberger konnte die Zusammensetzung der ThermaFRAC-Flüssigkeit sowie die Ausgestaltung der gesamten Arbeiten optimiert werden.

In Tunesien führte Well Services die ersten hydraulischen Frakturierungsarbeiten in mehreren Phasen mit Abflussrinnen mithilfe der HiWAY*-Technologie in einem offenen Bohrloch von STORM Venture International im Bin-Tartar-Feld aus. Die Behandlung umfasste den Einsatz der HiWAY-Technologie in sieben Phasen, wodurch die Arbeitsdauer ohne vorzeitige Beendigung der Behandlung von sieben auf drei Tage gesenkt werden konnte.

Im Kongo ist die PropGUARD*-Technologie von Well Services für Eni im Mboundi-Feld eingesetzt worden, wobei die PropGUARD-Faser in der letzten Phase mit Stützmittelbehandlung während der hydraulischen Frakturierung hinzugefügt wurde. Das Bohrloch reagierte auf die Behandlung und wies eine natürliche eruptive Förderung auf, wobei während Flowback und Tests an der Oberfläche kein Stützmittel festgestellt wurde. Behandlungen mit hydraulischer Frakturierung und der Anwendung von PropGUARD-Fasern sind zur Steigerung der Fördermenge zur bevorzugten Lösung geworden, wenn es gilt, gleichzeitig Fördersand zu verhindern.

In Peru hat Schlumberger Well Services von Maple Gas Corporation del Peru S.R.L einen Auftrag zur Stimulation von 12 vertikalen Bohrungen in den ausgereiften Feldern Agua Caliente und Maquia erhalten. Auftragsplanung und -ausführung bei der ersten Bohrung führten zu ausgezeichneten Ergebnissen, wobei die Erdölförderung mit geringerem Wasseranteil um das Zehnfache gesteigert wurde.

In Kuwait führte Well Intervention Services die ersten Live-Performance-Aufzeichnungen mit ACTive* mit verteilter Temperaturmessung und der Dienstleistung ABRASIJET* für hydraulisches Schneiden und Perforieren von Rohren an einem horizontalen offenen Bohrloch im dichten Kalksteinreservoir Mauddud für die Kuwait Oil Company durch. Aufgrund der Auswertung des Temperaturprofils konnte mit der ABRASIJET-Technologie erfolgreich über die beschädigten Zonen gestrahlt werden, um Schlitze anzubringen, was zu erhöhtem Reservoirkontakt führte und wodurch ein beschädigter Bohrabschnitt in der Nähe umgangen werden konnte. Diese innovativen Technologien spielten für die zunehmende Erdölförderung in diesem Bohrloch eine entscheidende Rolle.

Ebenfalls in Kuwait setzte Well Intervention Services die Live-Performance-Aufzeichnungen von ACTive mit verteilter Temperaturmessung bei Stimulationsarbeiten an einer Bohrung der Kuwait Oil Company im Burgan-Feld ein, die 1994 angelegt und abgeschlossen, jedoch nie bis zur Förderung weiterentwickelt wurde. Aufgrund der Auswertung des erfassten Temperaturprofils und der zur Verfügung stehenden Aufzeichnungen aus dem offenen Bohrloch wurde der Pumpplan angepasst, und die Flüssigkeiten wurden im offenen Bohrabschnitt optimiert auf die möglichen Erdölförderzonen ausgerichtet, um eine einheitliche Stimulation des dichten Reservoirabschnitts herbeizuführen. In dem Bohrloch werden infolge der Anwendung dieser Technologie nun 600 Barrel Erdöl pro Tag gefördert.

An einem anderen Ort in Kuwait verwendete die Schlumberger-Abteilung Well Intervention Services das multilaterale Instrument Discovery MLT* und die Live-Performance-Aufzeichnungen von ACTive, um in den seitlichen Abschnitt einer Bohrung für Joint Operations einzudringen. Um beschädigte Abschnitte zu umgehen, wurde eine Stimulationsbehandlung mithilfe der dauerhaften faseroptischen DTS-Überwachungstechnologie in Echtzeit durchgeführt. Nach der Behandlung konnte mit zufriedenstellenden Ergebnissen gefördert werden, was zu Plänen für ähnliche Arbeiten bei der Erschließung von multilateralen Bohrungen im südlichen Fawares-Feld führte.

In Ägypten setzte Well Intervention Services die Live-Performance-Technologie ACTive mit DTS bei Stimulationsarbeiten an einer Offshore-Bohrung für Petrobel ein. Dieser Eingriff ermöglichte die Bestimmung von Zonen mit übermäßiger Wasserförderung sowie die Entscheidungsfindung in Echtzeit, mit der diese isoliert werden konnten. Parallel dazu wurde die Gaszone mithilfe eines aufblasbaren Packers stimuliert, der dank ACTive-Daten aus der Bohrlochsohle erfolgreich angebracht werden konnte. Durch diesen einzelnen Eingriff konnte die Betriebseffizienz optimiert, der Platzbedarf der Ausrüstung minimiert und die Offshore-Bohrzeit um vier Tage verkürzt werden.

In Saudi-Arabien wurde die erste Live-Performance-Matrixdienstleistung mit ACTive bei Stimulationsarbeiten an einem Bohrloch mit ABRASIJET für hydraulisches Zuschneiden und Perforieren von Rohren eingesetzt. Diese Technologien ermöglichten das Anbringen von Schlitzen an den Zielzonen, während die Platzierung von Stimulationsflüssigkeiten sowie die Wirksamkeit ihrer Zuleitung mithilfe von DTS überwacht und optimiert werden konnten. Die Förderleistung der Bohrung nach der Stimulation übertraf die Erwartungen.

In Tunesien hat Eni mit LIVE* von Schlumberger digitale Slickline-Dienstleistungen bei Eingriffen zur erneuten Perforierung von alten, nicht mehr fördernden Offshore-Bohrungen auf einer Plattform mit zwei Bohrlochköpfen, begrenztem Raum an Deck und einer Hebeanlage eingesetzt. Die elektronische Zündkopftechnologie eFire* von Wireline wurde zum ersten Mal zusammen mit der digitalen Slickline-Technologie DSL* verwendet und in mehreren Durchgängen in Echtzeit auf diese abgestimmt. Im Anschluss an den Eingriff wurden beide Bohrungen erfolgreich abgeschlossen und wieder in Betrieb genommen. LIVE-Dienstleistungen bieten eine effiziente, leichte und platzsparende Lösung, durch die herkömmliche Slickline-Arbeiten mit fortschrittlicher Perforationstechnologie von der gleichen Belegschaft und mit der gleichen Ausrüstung ausgeführt werden können.

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 über 118.000 Angestellten, die 140 verschiedene Nationalitäten umfassen und in rund 85 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 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.

Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 18. Januar 2013, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und Geschäftsprognosen. Die Konferenz beginnt um 8:00 Uhr Central Time (CT) bzw. 9:00 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1-800-230-1059 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-651-291-5254 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem "Schlumberger Earnings Conference Call". Nach Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 18. Februar 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 269201 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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