BSN
Fintech Finessen (B2C-Showcase hier)

Schlumberger gibt Ergebnisse des Gesamtjahres und des vierten Quartals 2015 bekannt

Nachrichtenquelle Business Wire



>> Weitere Nachrichten




Useletter

Die Useletter "Morning Xpresso" und "Evening Xtrakt" heben sich deutlich von den gängigen Newslettern ab. Beispiele ansehen bzw. kostenfrei anmelden. Wichtige Börse-Infos garantiert.

Newsletter abonnieren




30.01.2016

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das Gesamtjahr 2015 und das vierte Quartal 2015 ausgewiesen. Die Ergebnisse für das Gesamtjahr sind in untenstehender Tabelle angezeigt.

             

Gesamtjahresergebnisse

 

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Zwölfmonatszeitraum bis Veränderung
31. Dez. 2015 31. Dez. 2014 gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 35.475 $ 48.580 –27 %
Betriebsergebnis vor Steuern 6.510 10.576 -38 %
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* 4.290 7.282 -41 %
Verwässerter Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* $ 3,37 $ 5,57 -39 %
Operative Marge vor Steuern 18,4 % 21,8 % -342 bps (Basispunkte)
 
Umsätze in Nordamerika $ 9.811 $ 16.151 -39 %
Betriebsergebnis vor Steuern in Nordamerika 999 3.057 -67 %
Operative Marge vor Steuern in Nordamerika 10,2 % 18,9 % -874 bps
 
Internationale Umsätze $ 25.196 $ 32.089 -21 %
Internationales Betriebsergebnis vor Steuern 5.955 7.677 -22 %
Internationale operative Marge vor Steuern 23,6 % 23,9 % -29 bps
 

*Die Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften beliefen sich im Jahr 2015 auf 2,072 Milliarden US-Dollar und im Jahr 2014 auf 5,643 Milliarden US-Dollar. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften belief sich im Jahr 2015 auf 1,63 US-Dollar und im Jahr 2014 auf 4,31 US-Dollar. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.

Paal Kibsgaard, Chairman und CEO von Schlumberger, sagte dazu: „Die Umsätze für das Gesamtjahr 2015 in Höhe von 35,5 Milliarden sanken gegenüber dem Vorjahr um 27 Prozent, entsprechend den Kürzungen beim Upstream-Capex, die zu deutlich niedrigeren Investitionsniveaus bei E&P führten. (Capex, von engl. capital expenditure: Investitionsaufwand) Die Umsätze in Nordamerika gingen um 39 Prozent zurück, wobei der Bereich Festland um 45 Prozent und der Bereich Offshore um 17 Prozent sank. Der Rückgang der Aktivitäten auf dem Festland war der stärkste seit 1986, da die Capex-Ausgaben der nordamerikanischen Kunden um mehr als 40 Prozent zurückgingen. Nachdem die Anzahl der Bohranlagen auf dem US-amerikanischen Festland mit weniger als 700 um 68 Prozent geringer war als zur Spitzenzeit im Jahr 2014, sind bei den massiven überschüssigen Kapazitäten auf dem Markt für Services auf dem Festland weder kurz- noch mittelfristig keine Zeichen einer Preiserholung zu erkennen.

Die Umsätze für das Gesamtjahr im Bereich International Areas gingen aufgrund von Kürzungen bei den Budgets der Kunden um mehr als 20 Prozent um mehr als 21 Prozent zurück, da die internationalen und nationalen Ölfirmen auf die niedrigeren Rohstoffpreise reagierten. Dieser Effekt wurde durch Preisermäßigungen bei den Serviceanbietern noch verschärft. Mehr als ein Drittel des Umsatzrückgangs war die Folge von Verlusten bei bestimmten Währungen im Vergleich zum US-Dollar. Die Ergebnisse in den verschiedenen Bereichen erfolgte aufgrund eines Rückgangs um 26 Prozent in Europa/GUS und Afrika vor allem aufgrund des schwachen russischen Rubels. Die Erkundungsaktivitäten in Großbritannien und Norwegen sanken entsprechend der Verlangsamung der Ausgaben bei den Kunden. In Subsahara-Afrika wurden Offshore-Bohranlagen aufgelöst, da die Erkundungsarbeiten zurückgingen, und in Nordafrika gingen die Arbeiten langsam voran, teilweise weil die Aktivitäten in Libyen verhalten blieben, da die Festlandsaktivitäten aufgrund von Sicherheitsbedenken eingeschränkt vonstatten gingen. Die Ergebnisse für das Gesamtjahr im Gebiet Lateinamerika gingen aufgrund deutlich gesunkener Aktivitäten in Mexiko, Brasilien und Kolumbien um 22 Prozent zurück, da anhaltende Kürzungen im Budget zu Reduzierungen der Anzahl der Bohranlagen führten. Die Abwertung des venezolanischen Bolivar wirkte sich auf die Umsätze auf dem GeoMarket Venezuela, Trinidad und Tobago aus. Die Umsätze für das Gesamtjahr im Nahen und Mittleren Osten und in Asien sanken aufgrund eines deutlichen Rückgangs der Aktivitäten in der Region Asien-Pazifik, insbesondere in Australien, um 17 Prozent. Dieser Rückgang wurde jedoch teilweise durch stabile Aktivitäten in den Ländern des Golfkooperationsrats im Nahen und Mittleren Osten, insbesondere Saudi-Arabien, Kuwait und Oman, aufgewogen, obwohl die Auswirkungen dessen durch Preisermäßigungen aufgewogen wurden. Die Aktivitäten im Irak gingen weiterhin zurück.

Das Betriebsergebnis vor Steuern von Schlumberger für das Gesamtjahr ging um 38 Prozent zurück, während die operative Marge vor Steuern um 342 Basispunkte auf 18,4 Prozent schrumpfte. Die operative Marge vor Steuern ging aufgrund verringerten Förderdrucks und Preisschwäche auf dem nordamerikanischen Festland um 874 Basispunkte auf 10,2 Prozent zurück. Die internationale Marge ging grundsätzlich zurück. 2014 lag sie trotz des Umsatzrückgangs aufgrund von Preisermäßigungen und aufgrund einer immer ungünstigeren Verlagerung des Umsatzmixes von der Offshore-Erkundung hin zur Erschließung bei 23,6 Prozent. Während die Umsätze in Nordamerika und in den International Areas um 39 Prozent beziehungsweise 21 Prozent zurückgegangen sind, war der Rückgang der operativen Marge in Nordamerika auf 32 Prozent und international auf 25 Prozent begrenzt. Diese Zahlen sind erheblich besser als die, die wir während des Geschäftsrückgangs 2009 liefern konnten.

Die Stärke dieser Ergebnisse beweist die Belastbarkeit unseres Business-Portfolios angesichts der Herausforderungen durch die Aktivitäten, Preise und ausländischen Währungen im Jahr 2015. Unsere Ergebnisse waren geprägt durch Exzellenz bei der Ausführung, zügigem und proaktivem Kosten- und Ressourcenmanagement sowie dem steigenden Einfluss unseres Transformationsprogramms.“

           

Ergebnisse des vierten Quartals

 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
 
Dreimonatszeitraum bis Veränderung
 
31. Dez. 2015 30. Sept. 2015 31. Dez. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 7.744 $ 8.472 $ 12.641 -9 % -39 %
Betriebsergebnis vor Steuern 1.288 1.521 2.781 -15 % -54 %
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* 819 989 1.941 -17 % -58 %
Verwässerter Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* $ 0,65 $ 0,78 $ 1,50 -17 % -57 %
Operative Marge vor Steuern 16,6 % 18,0 % 22,0 % -132 bps -537 bps
 
Umsätze in Nordamerika $ 1.955 $ 2.273 $ 4.324 -14 % -55 %
Betriebsergebnis vor Steuern in Nordamerika 139 202 849 -31 % -84 %
Operative Marge vor Steuern in Nordamerika 7,1 % 8,9 % 19,6 % -175 bps -1.250 bps
 
Internationale Umsätze $ 5.714 $ 6.068 $ 8.210 -6 % -30 %
Internationales Betriebsergebnis vor Steuern 1.259 1.440 1.990 -13 % -37 %
Internationale operative Marge vor Steuern 22,0 % 23,7 % 24,2 % -170 bps -220 bps
 

*Verluste aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften beliefen sich im vierten Quartal 2015 auf 1,016 Milliarden US-Dollar. Die Umsätze aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften beliefen sich im vierten Quartal 2014 auf 302 Milliarden US-Dollar. Die Verluste je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften beliefen sich im vierten Quartal 2015 auf 0,81 US-Dollar. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften belief sich im vierten Quartal 2014 auf 0,23 US-Dollar. Im dritten Quartal 2015 waren weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.

„Die Umsätze im vierten Quartal sanken gegenüber dem Vorquartal um 9 Prozent. Dies war zurückzuführen auf den anhaltenden Rückgang der Bohraktivitäten und den beständigen Preisdruck bei allen unseren internationalen Aktivitäten, die außerdem von Unterbrechungen der Aktivität sowie Verzögerungen und Streichung von Projekten beeinträchtigt waren. Die Umsätze in Nordamerika sanken gegenüber dem Vorquartal um 14 Prozent, da die Zahl der Bohranlagen auf dem US-amerikanischen Festland um 15 Prozent zurückgingen und die E&P-Budgets der Kunden erschöpft waren. Die internationalen Umsätze gingen aufgrund der Kombination aus Kürzungen bei den Budgets der Kunden, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter, des beständigen Preisdrucks sowie der großteils verhaltenen Umsätze bei Produkten, Software und seismischen Multiclient-Lizenzen zum Jahresende um 6 Prozent zurück.

Bei den Geschäftssegmenten gingen die Umsätze der Production Group aufgrund eines Rückgangs bei den Druckpumpenservices in Nordamerika um 10 Prozent zurück. Die Umsätze von Reservoir Characterization und Drilling Group gingen aufgrund der geringeren Nachfrage nach Produkten und Services im Zusammenhang mit der Erkundung in den International Areas im Vergleich zum Vorquartal um 7 Prozent beziehungsweise 8 Prozent zurück, da die Budgets der Kunden erschöpft waren. Diese Effekte wurden durch die fast völlige Abwesenheit der Umsätze bei Produkten, Software und seismischen Multiclient-Lizenzen zum Jahresende verstärkt, die die saisonal bedingten Verlangsamungen im Winter in vergangenen Jahren sonst normalerweise aufgewogen haben.

Die negative Grundstimmung auf dem Markt intensivierte sich im vierten Quartal, wobei die Überproduktion bei der Ölförderung anhielt und den baissierenden Trend bei den globalen Beständen fortsetzte. Dies führte zu einem weiteren Rückgang der Ölpreise, die im Januar 2016 ein 12-Jahres-Tief erreichten. Die Verschlechterung der Marktbedingungen sorgten für zusätzlichen Druck auf die sich bereits verschärfende Finanzkrise in der Ölexplorierungs- und Ölförderindustrie (Exploring&Production, E&P) und veranlasste die Kunden dazu, bei den bereits deutlich niedrigeren Niveaus der Investitionen in E&P weitere Kürzungen vorzunehmen. Die Budgets der Kunden waren außerdem schon früh im Quartal erschöpft, was zu ungeplanten und abrupten Streichungen der Aktivitäten führte.

Da wir für die erste Jahreshälfte 2016 weiterhin schwache Aktivitäten erwarten, haben wir während des vierten Quartals eine weitere Anpassung unserer Kosten- und Ressourcenbasis vorgenommen. Dies umfasste eine weitere Reduzierung der Belegschaft um 10.000 Mitarbeiter sowie eine stärkere Rationalisierung bei Geschäftskosten, Infrastruktur und Vermögensbasis. Daher konnten wir im vierten Quartal Restrukturierungsaufwendungen vor Steuern in Höhe von 530 Millionen US-Dollar für die Erweiterung des mit Anreizen geförderten Beurlaubungsprogramms und die Verkleinerung unserer Belegschaft verzeichnen, sowie Abschreibungen aufgrund von Wertminderungen vor Steuern hauptsächlich in bar in Höhe von 1,6 Milliarden US-Dollar für feste Anlagegegenstände, Wertberichtigungen von Beständen, die Schließung von Anlagen, Vertragsbeendigungen und sonstige Wertminderungen.

Trotz der anspruchsvollen Geschäftslandschaft konnten wir 2015 einen freien Cashflow von ungefähr 5 Milliarden US-Dollar generieren, nach Einberechnung von Kapitalaufwendungen in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar und Investitionen in zukünftige Einnahmekanäle in Höhe von 1,4 Milliarden US-Dollar. Wir konnten 4,6 Milliarden US-Dollar in bar an unsere Aktionäre zurückzahlen, und zwar durch Dividendenzahlungen in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar und Aktienrückkäufe in Höhe von 2,2 Milliarden US-Dollar. Wir haben außerdem ungefähr 500 Millionen US-Dollar in Technologieakquisitionen ausgegeben und erhöhten gleichzeitig unsere Nettoverschuldung um nur 160 Millionen US-Dollar. Unsere Fähigkeit, in dieser Umgebung Bargeld zu generieren, war in der Ölfelddienstleistungsbranche beispiellos und hat uns in unübertroffener Weise in die Lage versetzt, Kapital aus einer Vielfalt signifikanter Geschäftschancen zu schlagen.

Im Zuge der fortschreitenden Cameron-Transaktion sind die Pläne für die Integration vor dem Abschluss im Wesentlichen fertig, und wir werden den Abschluss vornehmen können, sobald sämtliche behördlichen Genehmigungen vorliegen. Wir gehen davon aus, dass dies im ersten Quartal 2016 der Fall sein wird. Und wir haben bereits Genehmigungen von Behörden in den USA, Kanada, Brasilien und Russland erhalten. Außerdem haben die Aktionäre von Cameron sich dafür entschieden, den Fusionsvertrag zu übernehmen, und wir konnten uns die Finanzierung für unsere Tochtergesellschaft in den USA sichern, die die Fusion durchführen wird. Die große Aktienkomponente des Deals mit 78 Prozent in Aktien und 22 Prozent in bar hat uns großteils von der Marktvolatilität isoliert.

In diesem unsicheren Umfeld konzentrieren wir uns weiterhin auf das, was wir beeinflussen können. Im Laufe des Jahres haben wir eine Reihe von Maßnahmen ergriffen, um unser Unternehmen angesichts des weiteren Geschäftsrückgangs zu rationalisieren und seine Größe anzupassen. Im Zuge der weiteren Beschleunigung der positiven Auswirkungen des Transformationsprogramms in den Bereichen Technologies und GeoMarkets im Jahr 2016 gehen wir davon aus, dass wir im Vergleich zu unseren Kollegen und der Konkurrenz in der Branche als Unternehmen stärker sein werden, sobald es beim Ölpreis und der Marktsituation in unserer Branche eine Trendwende gibt.

Unsere Sicht der Marktperspektiven bleibt mittelfristig weiterhin konstruktiv, und wir gehen weiterhin davon aus, dass das zugrundeliegende Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage aufgrund der wachsenden Nachfrage, des schwächeren Angebots angesichts der Kürzungen bei den Investitionen in E&P sowie des Ausmaßes der jährlichen Ersatzlieferungen straffer werden wird.”

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 5,4 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 73,86 US-Dollar für insgesamt 398 Millionen US-Dollar zurück.

Am 19. Oktober 2015 unterzeichneten Schlumberger und Energy Recovery, Inc. ein 15-Jahres-Technologieabkommen, nach dem Schlumberger die exklusiven Rechte an dem hydraulischen Pumpensystem VorTeq™ von Energy Recovery erhält.

Am 9. November 2015 gaben Schlumberger und Ikon Science den Abschluss eines Vertrags bekannt, nach dem die quantitativen seismischen Interpretationskapazitäten der E&P-Software-Plattform Petrel* weiterentwickelt werden sollen.

Am 16. November 2015 gab Schlumberger die Übernahme von Fluid Inclusion Technologies, Inc., einem Anbieter von Services für die Öl- und Gasindustrie mit Sitz in den USA, bekannt, der sich auf Laboranalysen eingeschlossener Flüssigkeit in Gesteinsmaterial und erweiterte Gasanalysen in Bohrlöchern spezialisiert hat.

Am 17. November 2015 erhielt Schlumberger vom US-Justizministerium die bedingungslose Genehmigung für die geplante Fusion einer hundertprozentigen Tochtergesellschaft von Schlumberger Limited mit Cameron International Corporation (Cameron). Im Dezember 2015 erteilten auch die Kartellämter Brasiliens, Kanadas und Russlands bedingungslose Zulassungen. Die Aktionäre von Cameron stimmten dem Fusionsvertrag auf einer Sondersitzung am 17. Dezember 2015 mit überwältigender Mehrheit zu, und der Abschluss der geplanten Fusion hängt jetzt noch von der Zulassung durch die Europäische Kommission und bestimmter anderer Gerichtsbarkeiten sowie der Erfüllung oder des Verzichts auf weitere sonstige übliche Abschlussbedingungen ab.

Am 10. Dezember 2015 gab die Schlumberger Holdings Corporation, eine indirekte hundertprozentige Tochtergesellschaft von Schlumberger Limited in den USA, fünf Tranchen von Schuldverschreibungen im Gesamtwert von 6 Milliarden US-Dollar aus. Diese Schuldverschreibungen haben einen gewichteten Durchschnittszinssatz von ungefähr 3,15 Prozent und Fälligkeitstermine zwischen 2017 und 2025. Der Nettoertrag wird für allgemeine Unternehmenszwecke verwendet, unter anderem für die Finanzierung eines Teils der ausstehenden Übernahme von Cameron.

Am 21. Januar 2016 stimmte das Board of Directors des Unternehmens der vierteljährlichen Dividende von 0,50 US-Dollar je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, beginnend mit der am 8. April 2016 an zum 17. Februar 2016 eingetragene Aktieninhaber zahlbaren Dividende. Außerdem stimmte das Board of Directors angesichts der Tatsache, dass das aktuelle Aktienrückkaufprogramm in Höhe von 10 Milliarden US-Dollar des Unternehmens, das im dritten Quartal 2013 begonnen hat, vor dem Abschluss steht, einem weiteren neuen Aktienrückkaufprogramm in Höhe von 10 Milliarden US-Dollar zu.

Nordamerika

Die Umsätze von 2,0 Milliarden US-Dollar im vierten Quartal in Nordamerika sanken im Vergleich zum Vorjahr um 14 Prozent, was vor allem den Rückgang der Anzahl der Bohranlagen auf dem US-amerikanischen Festland um 15 Prozent widerspiegelte, da die Cashflows bei den Kunden sich verringerten und die E&P-Budgets erschöpft waren. Die Umsätze auf dem Festland sanken aufgrund geringerer Aktivitäten und beständigen Preisdrucks um 18 Prozent, während die Offshore-Umsätze um 4 Prozent sanken. Der übliche Anstieg der Umsätze bei seismischen Multiclient-Lizenzen zum Jahresende war im Vergleich zu früheren Jahren großteils verhalten.

Die operative Marge vor Steuern in Nordamerika ging infolge des Preisdrucks, der bei allen Services und Produkten zu spüren war, im Vergleich zum Vorjahr um 175 Basispunkte (bps) auf 7 Prozent zurück. Insbesondere auf dem Markt für Druckpumpen führten untragbare Preisniveaus in der Branche dazu, dass mehr Pumpen eingelagert und Crews entlassen wurden. In bestimmten Becken wurde die Hydraulic-Fracturing-Flotte jedoch weiterhin eingesetzt, um Marktanteile zu sichern und neue technische Möglichkeiten auszuloten.

Trotz des Rückgangs der Umsätze um 14 Prozent im Vergleich zum Vorjahr betrug der Rückgang der operativen Marge nur 20 Prozent. Die Stärke dieser Leistung wurde durch zeitnahes Kosten- und Ressourcenmanagement, effizientes Lieferkettenmanagement und starke Betriebsführung unterstützt.

Im vierten Quartal trugen integrierte Services und neue Technologien von Schlumberger zur Steigerung der Förderung und der betrieblichen Effizienz in Nordamerika bei.

Auf dem US-amerikanischen Festland wurden die unkonventionellen Reservoir-Fertigstellungsservices von Well Services BroadBand* im Vergleich zu 2014 bei 14 Prozent mehr Bohrungen und in 52 Prozent mehr Phasen eingesetzt. Mit der BroadBand-Technologie können Bohrlocherfassung und Reservoirkontakt so maximiert werden, dass Förderung und Gewinnung durch Stimulieren und Aufstoßen jeder Fraktur von der Spitze zum Boden des Bohrlochs erhöht werden. In den Becken Eagle Ford und Permian gab es 2015 die größte Aktivität, während die Gesamtaktivität sechs Becken und 32 Betreiber umfasste.

Im Süden von Texas ermöglichte es eine Kombination aus Schlumberger-Technologien der Firma Lonestar Resources Ltd., die Produktion bei einer Reihe horizontaler Bohrungen im Schiefergebiet Eagle Ford zu optimieren. Die Reservoir-zentrierte Software für Stimulationsdesign Mangrove* trug durch geologische Geländemessungen, die von Wireline ThruBit* Logging-Services erworben wurden, zur Verbesserung der Planung des hydraulischen Fracturing bei. Infolgedessen stiegen die 30-Tage-Förderquoten bei den mit optimierter Fracturing-Planung abgeschlossenen Bohrungen im Vergleich zu den Ausgleichsbohrungen im gleichen Feld um 78 Prozent.

Ebenfalls auf dem US-amerikanischen Festland konnten mit dem motorisierten steuerbaren Rotary-System (Rotary Steerable System) PowerDrive Orbit vorteX* von Drilling & Measurements wiederholt Erfolge in den Becken Midland und Anadarko erzielt werden. In der Wolfcamp-Formation im Midland-Becken konnte mit dieser Technologie ein Bohrfortschritt (Rate of Penetration, ROP) in Rekordhöhe erreicht werden. Dazu wurde in 29 Stunden auf dem Boden mit durchschnittlich 245 Fuß pro Stunde bis zu einer Gesamttiefe von über 7.100 Fuß gebohrt. In der gleichen Formation wurde mit dem System PowerDrive Orbit vorteX in der Rekordzeit von vier Tagen ein durchschnittlicher Bohrfortschritt von 203 Fuß pro Stunde bis zu einer Gesamttiefe von 12.600 Fuß gebohrt. Die Bereiche Drilling & Measurements setzten ferner die Technologie PowerDrive Vortex zum ersten Mal im Woodford Shale des Anadarko-Beckens ein, um den Bohrfortschritt im Vergleich zum bisherigen Bohrdurchschnitt des Gebietes um 120 Prozent zu steigern. Dabei war die vertikale Gesamttiefe einer 14.960 Fuß langen Seitenbohrung der längste Durchgang bei Bohrlöchern jeder Größe im South-Central Oklahoma Oil Province Woodford Shale.

Anderswo auf dem US-amerikanischen Festland setzte M-I SWACO die Trenntechnologie für Fluid und Bohrgut SCREEN PULSE* ein, um die Leistung des Feststoff-Kontrollprozesses zu verbessern, die Gewinnung qualitativ hochwertiger wiederverwendbarer Bohrflüssigkeit zu maximieren und die Abfälle durch Bohrgut zu reduzieren. Indem ein optimaler Zustand der Bohrflüssigkeit gewahrt wird, wird die Bohreffizienz verbessert, und die Kosten für Abfallhandhabung und -entsorgung werden gesenkt, während gleichzeitig die Sicherheitssituation vor Ort verbessert wird. Seit ihrer Markteinführung im Mai 2015 hat sich die Leistung der Technologie SCREEN PULSE durch Senkungen der Fluidausschussraten um bis zu 50 Prozent und Senkungen des Ölgehalts auf Bohrgut um ungefähr 35 Prozent bei Aktivitäten in den Schieferbecken Woodford, Eagle Ford, Haynesville und Permian bewährt.

In den atlantischen Provinzen Kanadas schloss Schlumberger das erste Jahr eines Vertrags für integrierte Services für Statoil, Inc. vor der Küste Neufundlands ab. Bei der Erkundung und Einschätzung des Beckens Flemish Pass wurde eine Kombination aus Schlumberger-Technologien verwendet, mit denen die Bohreffizienz verbessert, die Integrität der Bohrlöcher gewährleistet und die Platzierung einer Bohrung bei einer Wassertiefe von 2.829 m optimiert werden konnten. Mit dem widerstandsfähigeren steuerbaren Rotary-System PowerDrive Xceed*, dem hydraulisch erweiterbaren Bohrlochräumer Rhino XS* sowie dem konischen Diamantelement Stinger* konnte eine stabile und präzise Bohrung bis zur angestrebten Tiefe erreicht werden. Mit dem fotorealistischen Reservoirgeologie-Service Quanta Geo*, dem hochauflösenden Spektroskopie-Service LithoScanner* und der Plattform für akustisches Scanning Sonic Scanner* konnten die komplexen Formationen charakterisiert und die Risiken unter der Oberfläche gesenkt werden. Diese Kombination von Technologien wurde während eines einzigen Abstiegs eingesetzt. Der Kunde konnte damit Bohrzeit sparen, und Statoil nannte einige der Bohrabschnitte unter seinen Top-Bohrleistungen weltweit.

Im Rahmen eines weiteren Projektes vor der Atlantikküste Kanadas setzte Wireline eine Kombination von Technologien für Statoil, Inc. bei der Formationsauswertung und der Reservoircharakterisierung der Tiefseebohrung Bay du Nord ein. Zur Wireline-Technologie zählten der triaxiale Induktionsservice Rt Scanner*, der fotorealistische Geologieservice Quanta Geo und die Plattform für akustisches Scanning Sonic Scanner zur Senkung der Risiken unter der Oberfläche und Charakterisierung der komplexen Formationen. Dank des effizienten Wireline-Durchlaufs konnte der Kunde Bohrzeit sparen.

Internationale Gebiete

Die Umsätze für International Areas in Höhe von 5,7 Milliarden US-Dollar sanken aufgrund der Kombination aus Kürzungen bei den Budgets der Kunden, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter, des anhaltenden Rückgangs der Bohraktivitäten, schwacher Währungen und der großteils verhaltenen Umsätze bei Produkten, Software und seismischen Multiclient-Lizenzen im Vergleich zum Vorquartal um 6 Prozent.

Die Umsätze des Bereichs Naher und Mittlerer Osten und Asien in Höhe von 2,2 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 5 Prozent zurück, vor allem aufgrund geringerer Aktivitäten in Australien und im Raum Asien/Pazifik aufgrund von Kürzungen der Budgets durch die Kunden und Rückgängen der Anzahl der abgeschlossenen Projekte. Die Umsätze aus den GeoMarkets im Nahen und Mittleren Osten waren ebenfalls niedriger, da die soliden Aktivitäten in Kuwait und Irak aufgrund der Auswirkungen von Preisermäßigungen, Streichungen von Projekten, verzögerten Starts neuer Projekte und abrupten Störungen von Aktivitäten wegen der Erschöpfung der Budgets durch Reduzierungen im Rest der Region mehr als aufgewogen wurden.

Die Umsätze im Gebiet Europa/GUS/Afrika in Höhe von 2,1 Milliarden US-Dollar sanken im Vergleich zum Vorquartal vor allem in Russland und Zentralasien um 9 Prozent, vor allem aufgrund des schwachen russischen Rubels, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter bei der Beruhigung der Sommerprojekte sowie Reduzierungen in der Region Kaspisches Meer. Die soliden Aktivitäten auf den GeoMarkets Nigeria und Golf von Guinea sowie Nordafrika wurden vor allem durch geringere Aktivitäten auf den GeoMarkets Großbritannien, Zentral- und Westafrika und Angola aufgewogen, da die Zahl der Bohranlagen zurückging und Projekte zu Ende gingen.

Die Umsätze im Gebiet Lateinamerika in Höhe von 1,4 Milliarden US-Dollar gingen aufgrund von Kürzungen der Budgets durch die Kunden und schwachen Währungen im Vergleich zum Vorquartal um 1 Prozent zurück, vor allem aufgrund deutlich geringerer Aktivitäten auf den GeoMarkets Kolumbien und Peru sowie Argentinien, Bolivien und Chile. Diese Effekte wurden großteils durch seismische Akquisitionserhebungen im Meer und seismische Multiclient-Lizenzen in Mexiko aufgewogen.

Die operative Marge vor Steuern im Bereich International Areas von 22 Prozent sank im Vergleich zum Vorquartal um 170 bps, da der Preisdruck in diesen Gebieten durch die Rationalisierung der Kosten- und Ressourcenbasis und die Beschleunigung des Transformationsprogramms teilweise aufgewogen wurde. Außerdem trugen die Streichung von Projekten, verzögerte Starts neuer Projekte sowie abrupte Störungen von Aktivitäten zum Rückgang der operativen Marge vor Steuern im Vergleich zum Vorquartal bei, insbesondere im Gebiet Naher und Mittlerer Osten und Asien. Die operative Marge vor Steuern im Gebiet Naher und Mittlerer Osten sank um 448 bps auf 22,5 Prozent, Europa/GUS/Afrika sank um 138 bps auf 20,8 Prozent, während Lateinamerika um 229 bps auf 23 Prozent anstieg, vor allem aufgrund der starken Margen aus seismischen Multiclient-Lizenzen in Mexiko und Zentralamerika.

Der Rückgang der operativen Marge vor Steuern im Vergleich zum Vorquartal kam auf 51 Prozent, da abrupte Störungen des Betriebs zügige Anpassungen der Preise behinderten, und der Preisdruck war der Grund für mehr als ein Drittel des Umsatzrückgangs.

Im vierten Quartal konnte die Produktivität der Belegschaft durch das Transformationsprogramm mittels einer Kombination aus Multiskilling, optimiertem Basissupport und der Nutzung von Assets erhöht werden. Beispiel Nordsee:

Die Gründung eines Optimized Support Team im Januar 2014 bedeutete, dass im Jahr 2015 die Wireline-Sachverständigen vor Ort im Vergleich zum Vorjahr ungefähr 2000 Tage weniger in der Basis verbringen mussten. Die Mitglieder des Teams vor Ort konnten sich daher mehr auf ihre Haupttätigkeiten am Bohrloch konzentrieren und mussten wenige Zeit mit peripheren Aufgaben in der Basis verbringen. Dies sorgte für jährliche Einsparungen von 1 Million US-Dollar und trug gleichzeitig dazu bei, dass die Mitarbeiter mehr Freizeit hatten. Außerdem verstärkte Wireline die Anlagennutzung im Vergleich zu 2014 um 54 Prozent durch die Konsolidierung und gemeinsame Nutzung von Anlagen innerhalb eines größeren geographischen Gebiets. Die bessere Nutzung der Anlagen führte wiederum zu Einsparungen bei Materialien und Betriebsmitteln im Wert von über 800.000 US-Dollar.

Insgesamt 19 Ingenieure von M-I SWACO Drilling Solutions wurden in der Durchführung entscheidender praktischer Arbeiten ausgebildet. Dazu gehörte die Nutzung von CLEANCUT*-Systemen zum Sammeln und Einschluss von Bohrgut sowie Einheiten für AUTOMATIC TANK CLEANING*, die von weniger Crews betrieben werden können. Während der ersten vier Monate nach der Schulung leisteten die vielseitig qualifizierten (multiskilled) Ingenieure sichere und qualitativ hochwertige Arbeit, während die Zahl der Mitarbeiter an Bord um mehr als 350 Mann/Tage reduziert wurde.

Die Wireline- und Slickline-Crews wurden gemeinsam für Arbeiten an Bord von Light Weight Intervention Vessels für drei internationale Ölkonzerne ausgebildet. Über Multiskilling-Initiativen konnten die Sicherheitsrisiken gesenkt werden, da weniger Leute an Bord waren, und die drei Kunden sparten insgesamt 328 Arbeitstage ein.

Im vierten Quartal erfolgte ferner eine Erweiterung der integrierten Services bei International Areas, und eine Reihe neuer Verträge wurden vergeben.

In Südkorea führte der Bereich Integrated Services Management (ISM) ein Tiefsee-Erkundungsprojekt mit einer einzigen Bohrung für Woodside durch. Es musste innerhalb eines sehr kurzen Zeitraums mobilisiert werden. Dazu gehörte komplexe Logistik im Zusammenhang mit Lizenzierung und Import von Logging-Tools sowie Betriebsmitteln für eine mögliche Rückholung von Leitungen. Der ISM-Projektmanager arbeitete mit in der Versorgungsbasis von Woodside in Busan, wo er sich gemeinsam mit dem Logistikteam von Woodside um den Import der erforderlichen Materialien und Betriebsmittel aus 14 verschiedenen Ländern kümmerte. Infolge der engen Kooperation zwischen Schlumberger und Woodside konnten sämtliche Materialien, Mitarbeiter und Services erfolgreich rechtzeitig geliefert werden, und das Projekt wurde erfolgreich gemäß dem Bohrplan durchgeführt.

Vor der norwegischen Küste lieferte Integrated Drilling Services (IDS) hervorragende Arbeit beim Bohren und der Fertigstellung für das Projekt Ivar Aasen von Det Norske Oljeselskap ASA. Die Technologie StingBlade* von Schlumberger mit konischen Diamantelementen trug zum verbesserten Bohrfortschritt bei, während der Service GeoSphere* von Drilling & Measurements für Reservoir-Mapping während des Bohrens verwendet wurde, um drei horizontale Bohrabschnitte von bis zu 2.000 m Länge zu steuern. Die GeoSphere-Technologie hat die Beschreibung von Schichten im Reservoir in Echtzeit bei Abständen von über 30 m bei gleichzeitiger Steuerung der Seitenbohrungen für maximalen Kontakt ermöglicht. Infolge der engen Kooperation zwischen den Teams von Det Norske Oljeselskap und Schlumberger waren Bohrungen und Fertigstellung sämtlicher drei Bohrungen unter den zehn besten Arbeitsleistungen der letzten acht Jahre auf dem norwegischen Kontinentalschelf.

Im Jahr 2015 unterstützte Integrated Production Services (IPS) drei Programme für die Außerbetriebsetzung von drei Projekten mit mehreren Bohrungen für einen internationalen Öl- und Gaskonzern mit einer Reihe von Services im Zusammenhang mit Projektmanagement, Pfropf- und Außerbetriebsetzungsarbeiten sowie Bohrservices. Die Projekte wurden sowohl auf dem Festland als auch vor der Küste Europas und Asiens durchgeführt. Services von Bits & Drilling Tools, Wireline, Well Services, M-I SWACO und Well Intervention wurden mit Technologie- und Projektmanagementprozessen von IPS integriert, um die Projektkosten zu senken, die Effizienz zu erhöhen und die Einhaltung der Anforderungen sowohl von Behörden als auch der Kunden zu gewährleisten.

In Norwegen vergab OMV (Norge) AS einen integrierten Servicevertrag über drei Jahre an Schlumberger, der zwei Verlängerungen um je ein Jahr für die Bereitstellung von Erkundungs- und Einschätzungsservices auf dem norwegischen Kontinentalschelf umfasste. Dazu gehörten Services für die Handhabung von Bohrflüssigkeiten und Abfällen, Zementierung, direktionales Bohren, Messen während des Bohrens, Logging während des Bohrens, Mud Logging, Wireline Logging, Bohrlochtests und Projektmanagement Der Vertrag wird einen Machbarkeitsnachweis für Bohrungen und Geosteering in einem sehr seichten Reservoir liefern, um eine hohe Produktivität bei horizontalen Bohrungen zu erreichen.

Die britische Öl- und Gasbehörde (Oil and Gas Authority) hat zwei Projekte im North Sea UK Continental Shelf (UKCS) an Schlumberger vergeben und wird Ölkonzernen, die sich für das UKCS interessieren, die Deliverables des Projektes kostenlos zur Verfügung stellen. Dies ist Teil des Ziels der britischen Regierung, das Interesse an der Erkundung im UKCS neu zu beleben, insbesondere in untererschlossenen Gebieten. WesternGeco wird in den britischen Gebieten Rockall und Mid North Sea High zwei seismische 2D-Erhebungen im Meer durchführen und Datenverarbeitungsservices, Erdöl-Systemmodelle und Multiclient-Daten liefern. Software Integrated Solutions (SIS) wird Lizenzen für zentrale Softwareplattformen liefern, darunter die E&P-Software Petrel*, die E&P-Wissensbasis Studio*, die Software GeoX* für die Einschätzung von Erkundungsrisiken und Ressourcen sowie die Software PetroMod* für die Erstellung von Erdöl-Systemmodellen.

In Mexiko unterzeichnete Statoil Gulf of Mexico LLC Exploration einen Vertrag für die Lizenzierung eines großen Teils des Wide-Azimuth-Multiclient-Projekts (WAZ) in der Tiefsee WesternGeco Campeche. Dieses Dreijahres-Projekt ist die erste WAZ-Multiclient-Broadband-Erhebung im mexikanischen Teil des Golfs von Mexiko und erfolgt, nachdem die Regierung zum ersten Mal die Lizenzrunden für Nichtregierungsunternehmen eröffnet hat. Teil der Statoil-Lizenz ist auch die Kooperation mit WesternGeco in der seismischen Verarbeitungsphase.

In Kuwait vergab die Kuwait Oil Company einen 22 Million US-Dollar schweren Vertrag für die Lieferung und Installation von Liner-Hangers mit hohem Druck und hoher Temperatur für tiefe Gasbohrungen im Erschließungsprojekt Jurassic Gas an Schlumberger. Für dieses technisch anspruchsvolle Projekt werden spezialisierte, äußerst zuverlässige Geräte gebraucht, die in komplexen Bohrlöchern von bis zu 20.000 Fuß Tiefe arbeiten können.

Statoil, Inc. vergab einen Vierjahresvertrag mit zwei Verlängerungen um je ein Jahr für Tanksäuberungs- und Abfallhandhabungsservices für alle seine Versorgungsschiffe an Schlumberger. Teil des schätzungsweise 100 Millionen US-Dollar schweren Vertrages ist die Lieferung des Systems AUTOMATIC TANK CLEANING (ATC) LITE*. Mit diesem auf einen Anhänger montierten System werden Spülwasser und Abfallflüssigkeiten recycelt. Es stellt eine einfach zu bedienende Alternative zur konventionellen Reinigung dar. Das System ATC LITE ist komplett automatisiert. Die Gesundheits- und Sicherheitsrisiken für die Mitarbeiter werden damit ebenso reduziert wie die Umweltrisiken.

 

Reservoir Characterization Group

       
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
 
Dreimonatszeitraum bis   Veränderung
31. Dez. 2015   30. Sept. 2015   31. Dez. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 2.154 $ 2.321 $ 3.265 -7 % -34 %
Betriebsergebnis vor Steuern 520 614 984 -15 % -47 %
Operative Marge vor Steuern 24,2 % 26,4 % 30,1 % -230 bps -600 bps
Rückgang der operativen Marge 56 % 42 %
 

Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in Höhe von 2,2 Milliarden US-Dollar gingen im Vergleich zum Vorquartal um 7 Prozent zurück, vor allem aufgrund anhaltender Kürzungen bei den Erkundungsausgaben, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter, schwacher Währungen, sowie von Störungen des Betriebs aufgrund erschöpfter Kundenbudgets, die die Wireline-Aktivitäten beeinträchtigten, insbesondere in den Gebieten Europa/GUS und Afrika sowie Naher und Mittlerer Osten und Asien. Dieser Rückgang wurde teilweise durch seismische Erhebungen im Meer und Umsätze bei seismischen Multiclient-Lizenzen in Mexiko aufgewogen. Die Produkt- und Softwareumsätze zum Jahresende waren im Vergleich zu früheren Jahren großteils verhalten.

Die operative Marge vor Steuern von 24,2 Prozent ging im Vergleich zum Vorquartal um 230 bps zurück, da der Beitrag seismischer Multiclient-Umsätze mit hoher Marge durch einen Rückgang der Wireline-Services mit hoher Marge mehr als aufgewogen wurde. Der Rückgang der operativen Marge war mit 56 Prozent höher als im letzten Quartal, da die Aktivitäten durch abrupte Störungen des Betriebs beeinträchtigt waren, die begrenzte Aussichten für zügige Kostenanpassungen boten.

Während des Quartals waren einige Technologien von Reservoir Characterization für Kunden hilfreich bei der Charakterisierung komplexer Reservoirs, der Optimierung der Bohrförderung und der Reservoirgewinnung sowie bei der Verbesserung der betrieblichen Effizienz.

Im Irak führte Wireline die digitalen Slickline-Förderungsservices LIVE PL* für die Rumaila Operating Organization im Rumaila-Feld ein. Mit Hilfe der Technologie LIVE PL konnten für Bohrungen, bei denen Memory-Logging bisher die einzige Option war, Förderungs-Logs in Echtzeit erstellt werden. Die eingeplante Einschlusszeit für die Aktion betrug 400 Stunden; es waren jedoch nur 100 Stunden erforderlich. Infolgedessen konnte der Kunde die Förderung zwölf Tage früher als geplant wieder aufnehmen und so einen Produktionsausfall von 18.000 Barrel (bbl) vermeiden.

Vor der indischen Küste führte Wireline die Post-Perforierungs-Technologie P3* ein, um Perforierungen bei einer Bohrung für ONGC Ltd. Indien im B-193-Feld vorzunehmen. Unter hohen Sauergasbedingungen konnte mit P3 nach zwei Durchgängen in einem Niedrigdruck-Reservoir mit ausgewogenen Bohrlochflüssigkeiten ein hoher dynamischer Unterdruck erzeugt. Bei der P3-Technologie wurde das System PURE* für saubere Perforierungen eingesetzt, um Perforierungsablagerungen und Bruchzonenschäden zu beseitigen. Infolgedessen konnte der Kunde eine Steigerung der Ölförderung um 330 Prozent und eine Erhöhung des Drucks am Rohrende um 250 Prozent erzielen.

Im britischen Teil der Nordsee nutzte Wireline eine Kombination verschiedener Technologien für TAQA, um eine äußerst lange Bohrung im Pelican-Feld vorzunehmen. Das polymerummantelte Wireline-Monokabel des Typs StreamLINE*, dessen Reibungskoeffizient halb so groß ist wie beim entsprechenden geflochtenen Standardseil zur Senkung des Kabeldrucks, ermöglichte die Bereitstellung des 293 Fuß langen, 3.912 Pfund schweren Perforierungsstrangs und konnte dank dessen Polymerbeschichtung das Risiko von Beschädigungen des Antikorrosionsmantels reduzieren. Außerdem konnte die Penetration in den belasteten Felsformationen zugunsten maximaler Wassereinspritzung mit der Hohlladetechnologie PowerJet Nova* für extratiefe Penetration erhöht werden. Infolgedessen konnte der Kunde durch den Abschluss der Bohrung in zwei statt sieben Durchgängen Einsparungen im Zusammenhang mit der Bohrzeit erzielen.

Im norwegischen Teil der Nordsee setzte Wireline die heterodyne verteilte Vibrationssensortechnologie (hDVS, heterodyne Distributed Vibration Sensing) für Statoil bei mehreren Bohrungen im Kvitebjørn-Feld ein. Mit Hilfe der hDVS-Technologie war die Aufzeichnung vertikaler seismischer Profilerhebungen mit optischen Fasern möglich, die bereits im Bohrloch installiert waren. So konnte Bohrzeit eingespart werden. Diese Erhebungen wurden unter Verwendung des vielseitigen Services VSI* für seismische Bildgebung vorgenommen und lieferten präzise Kalibrierungsinformationen und ermöglichten die Bildgebung nahe dem Bohrloch, so dass die seismischen Erkenntnisse für die laufende Nahfelderkundung verbessert werden konnten. Die gemeinsamen Arbeiten mit VSI und hDVS konnten im Vergleich zu vier Tagen mit konventionellen Methoden für vertikale seismische Bildgebung in 20 Stunden fertiggestellt werden. Infolgedessen erhielt der Kunde zusätzliche seismische Kalibrierungsinformationen und sparte potentiell 1,5 Millionen US-Dollar ein, was drei Tagen Bohrzeit entsprach.

In Venezuela führte Completions and Testing die Technologie P3 PURE für kontrollierte Implosionen nach der Perforierung ein, um Perforierungen für PDVSA in einem Bohrloch im Feld El Furrial im Osten Venezuelas durchzuführen. Frühere Versuche des Unternehmens, eine bessere Kommunikation mit dem Reservoir herzustellen, waren nicht erfolgreich gewesen. Dank der mit Coiled-Tubing eingesetzten P3-Technologie war eine tiefe und effiziente chemische Stimulation der ausgewählten Reservoirabschnitte möglich. Nach Einsatz dieses Verfahrens profitierte der Kunde von Steigerungen des Bohrlochkopfdrucks von bis zu 1.500 psi.

In Algerien führte Wireline für Sonatrach die Radialsondentechnologie Saturn* 3D ein, um in Reservoirs mit geringer Permeabilität und hohem Überdruck Proben zu entnehmen. Mit der Saturn-Technologie werden die Formationstests auf Flüssigkeiten und Reservoirumgebungen erweitert, die früher mit konventionellen Formationstestern unzugänglich waren. Zum ersten Mal konnte der Kunde Begrenzungen des Differentialdrucks überwinden, indem für Werkzeug und Probenflüssigkeit bei niedrigen Mobilitäten von bis zu 0,02 mD/Cp ein Unterschied von 7.500 psi realisiert wurde. Infolgedessen konnten erschöpfte Abschnitte des Reservoirs ermittelt werden, was für Sonatrach Erkenntnisse über den Untergrund brachte.

Vor der Küste Brasiliens unterstützte die Reservoir Characterization Group Petrobras bei der Durchführung des Pre-Salt-Wireline-Loggings für die weltweit erste Untersuchung einer Tiefseeformation mit Managed-Pressure-Drilling-Services (MPD). Die Kontrollgeräte für den Bohrlochkopfdruck von Schlumberger wurden erstmals in das MPD-System integriert. Dies erlaubte die erfolgreiche Durchführung zweier Openhole-Logging-Durchgänge mit einem kontrollierten Bohrlochkopfdruck von 150 psi. Diese Technologie war wichtig für die Reduzierung von während der Formationsauswertung auftretenden Sicherheitsrisiken. Infolgedessen besitzt der Kunde jetzt wesentliche Informationen zur Charakterisierung des Reservoirs und zur Senkung des Risikos bei der Erschließung des Feldes.

In Abu Dhabi führte SIS erfolgreich die Bereitstellung des Projekts Exploration & Production Information Solutions (EXPRIS) für die Abu Dhabi National Oil Company und seine operativen Gesellschaften durch. Der Vertrag wurde im Jahr 2012 an SIS vergeben und zieht die Bereitstellung für mehr als 1.000 Nutzer mit sich, die damit effizienten und intuitiven Zugriff auf eine Vielzahl von geophysischen, geologischen, und bohrungsrelevanten Daten sowie Felddaten zu Bohrlochkomplettierung, Analysen von Flüssigkeitsproben, Bohrlochtests und Förderung erhalten. EXPRIS baut auf dem E&P-Datenmanagement und den Liefersystemen von ProSource* auf und erlaubt es den Nutzern, die Daten für weitere technische Anwendungen zu nutzen. So können für die Benutzer die Produktivität und die Teamintegration erhöht werden.

       

Drilling Group

 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
 
Dreimonatszeitraum bis   Veränderung
31. Dez. 2015   30. Sept. 2015   31. Dez. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 2.953 $ 3.219 $ 4.576 -8 % -35 %
Betriebsergebnis vor Steuern 494 594 947 -17 % -48 %
Operative Marge vor Steuern 16,7 % 18,4 % 20,7 % -173 bps -398 bps
Rückgang der operativen Marge 38 % 28 %
 

Die Umsätze der Drilling Group in Höhe von 3,0 Milliarden US-Dollar sanken im Vergleich zum Vorquartal um 8 Prozent, vor allem aufgrund eines Rückgangs der Bohraktivität, des beständigen Preisdrucks, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter, schwacher Währungen, sowie von Störungen des Betriebs aufgrund erschöpfter Kundenbudgets, die die Umsätze von Drilling & Measurements und M-I SWACO beeinträchtigten, vor allem in den Gebieten Europa/GUS und Afrika sowie Naher und Mittlerer Osten und Asien.

Die operative Marge vor Steuern von 16,7 Prozent schrumpfte um 173 bps im Vergleich zum Vorquartal, da die Umsätze aufgrund von Preisschwäche und abrupten Betriebsstörungen zurückgingen, die zu einem Rückgang der operativen Marge um 38 Prozent führten.

Neue Technologien der Drilling Group steigerten die Leistung im Laufe des Quartals in einigen Regionen durch eine Verbesserung der Bohreffizienz, Optimierung der Bohrlochplatzierung und die Sicherung der Integrität der Bohrlöcher.

In Mexiko führte Drilling & Measurements den Service GeoSphere* für Reservoir-Mapping während des Bohrens für PEMEX in einer horizontalen Bohrung in einem Ölfeld vor der Küste von Tabasco ein, die für ihre geologische Komplexität und die Risiken beim Bohren bekannt ist. Bei früheren Bohrkampagnen mit konventionellen Bohrmethoden gab es häufig unterirdische Risiken, unter anderen durch Shale-Outs im Ölschiefer, so dass genaue Bohrlochplatzierungen äußerst anspruchsvoll wurden. Mit der GeoSphere-Technologie, die in diesem Feld und für PEMEX in Mexiko zum ersten Mal eingesetzt wurde, konnten die geologischen Unsicherheiten reduziert werden. Die gewünschten Sandschichten wurden im gesamten Reservoirabschnitt dokumentiert, so dass eine optimale Steuerung der Bohrung innerhalb des Reservoirs möglich war. Die von der GeoSphere-Technologie gelieferten Informationen erlaubten außerdem eine präzise Untersuchung von Struktur und Dicke der Lithologie. So konnten das geologische Modell aktualisiert sowie Konzept und Planung anschließend vorgenommener Bohrungen in dem Gebiet optimiert werden.

Vor der norwegischen Küste setzte Drilling & Measurements das steuerbare Rotary-System PowerDrive X6* für Statoil, Inc. ein, um eine Bohrung im Valemon-Feld vorzunehmen. Mit der Technologie PowerDrive X6 kann das Drehmoment der Bohrung reduziert werden, um Leistung und Zuverlässigkeit zu verbessern. Außerdem lieferte die integrierte Plattform für die Konzipierung von Bohrspitzen IDEAS* eine vierdimensionale Simulation der Schnittstelle. So konnte die Technologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen mit dem System PowerDrive X6 kombiniert werden, um die Gesamtlänge der Bohrung und den Bohrfortschritt zu verbessern. Der Bohrfortschritt übertraf nicht nur die Erwartungen des Kunden, sondern sorgte auch für die Aufstellung eines 24-Stunden-Bohrrekords von 52,69 m/h.

Im norwegischen Teil der Nordsee nutzte Bits & Drilling Tools den Thru-Tubing-Turbobohrer Neyrfor TTT* für BP, um die Ölförderung in einem Bohrloch im Ula-Feld wiederaufzunehmen. Mit der Technologie Neyrfor TTT konnte ein Zufluss von über 60 Kubikmetern ölbasierter Bohrflüssigkeit aus dem Bohrloch entfernt werden, und mit einer hohen Stickstoffquote konnten Niedrigdruckbedingungen hergestellt werden. Außerdem wurde mit CIRP*-Geräten für Einschub und Entfernung unter Druck bei der Fertigstellung ein 900 m langer Abschnitt des Bohrlochs perforiert, so dass die Perforierungspistolen entfernt werden konnten, ohne das Bohrloch zu zerstören. Der Kunde erreichte eine Erhöhung der Ölförderung, die dreimal so hoch war als ursprünglich erwartet.

In Rumänien nutzte Lukoil Schlumberger Seismic Guided Drilling* (SGD) für die Integration von Erdbeben- und Downhole-Messungen an der Oberfläche beim Bohren in Kombination mit den Echtzeit-Schlammgewicht-Fenster-Monitoringservices von Geoservices bei der erfolgreichen Durchführung zweier Bohrungen im Schwarzen Meer. Bei der ersten Bohrung wurde mit dem SGD-Service ein Anstieg des Porendrucks und daraufhin günstige Druckverhältnisse prognostiziert, während gleichzeitig die Reservoir-Zielposition um über 40 m korrigiert wurde, so dass der Kunde gemäß Bohrplan bis zur Gesamttiefe (TD, Total Depth) bohren konnte. Bei der zweiten Bohrung trugen Schätzungen des Drucks von SGD zur Bestimmung des optimalen Schlammgewichts bei, so dass die Zielpositionen um bis zu 60 m verbessert werden konnten und der Kunde die TD im Reservoir bedeutend vor dem geplanten Zeitpunkt erreichte.

In Russland verwendete M-I SWACO die Trenntechnologie für Fluid und Bohrgut SCREEN PULSE* für Investgeoservis CJSC. Die Technologie SCREEN PULSE ist eine Nachrüstinstallation, mit der verbleibende Bohrflüssigkeit aus Bohrgut in den Schiefer-Schüttelsieben gesammelt und zurück in das Kreislaufsystem geleitet wird. Diese Technologie wurde bei zwei separaten Projekten verwendet und erlaubte es dem Kunden, die Menge der Bohrabfälle um 26 Prozent zu reduzieren. So entstanden niedrigere Kosten bei Verdünnung, Verfahren, Transport und Entsorgung.

In Kasachstan führte Drilling & Measurements den Service StethoScope* für den Formationsdruck beim Bohren für zwei horizontale Bohrungen ein, die für Karachaganak Petroleum Operating B.V. vorgenommen wurden. Mit dieser Technologie konnten Druckmessungen in Echtzeit vorgenommen werden, um Profile zu generieren, die mit anderen Logs kombiniert wurden, um den dynamischen Reservoirdruck zu modellieren. Dies ist für die Optimierung der Gewinnung von entscheidender Bedeutung. Der Kunde profitierte aufgrund einer Reduzierung der Bohrzeit von geschätzten Einsparungen von 700.000 US-Dollar und konnte gleichzeitig das Betriebsrisiko mindern.

Im Irak nutzte Schlumberger die Technologie StingBlade mit konischen Diamantelementen für BP, um die Notwendigkeit zu bewältigen, mehrere Bohrdurchgänge im Rumaila-Feld durchzuführen. Mit der StingBlade-Technologie konnten dank hervorragender Abnutzungsbeständigkeit die Gesamtlänge der Bohrung und der Bohrfortschritt erhöht werden. Infolgedessen konnte der Kunde einen kompletten Bohrabschnitt in einem einzigen Bohrabschnitt bohren, wobei sich der Bohrfortschritt im Vergleich zum durchschnittlichen Bohrfortschritt von Ausgleichsbohrungen um 63,5 Prozent verbesserte. Der Kunde konnte so über drei Tage Bohrzeit einsparen.

In China nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für Formationsauswertung, Bohrlochplatzierung und Bohroptimierung für Newfield Exploration Limited, um neun Bohrlöcher im Rahmen der Felderschließungskampagne LF7-2 zu bohren. Die Multifunktionstechnologie EcoScope* für Logging während des Bohrens, die Technologie PeriScope* für Mapping der Lagergrenzen und die steuerbare Rotary-System-Technologie PowerDrive Orbit* wurden genutzt, um die horizontalen Bohrlöcher im obersten Bereich des Reservoirs auf optimale Weise jeweils in einem einzigen Durchgang zu steuern, so dass keine Sidetracks nötig waren. Durch die Bohrleistung der Kampagne wurde auch der Gesamt-Bohrfortschritt erhöht, so dass der Kunde elf Tage Bohrzeit sparen konnte. Dies bedeutete Zeiteinsparungen von 10 Prozent gegenüber dem ursprünglichen Bohrplan.

         

Production Group

 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
 
Dreimonatszeitraum bis   Veränderung
31. Dez. 2015     30. Sept. 2015     31. Dez. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 2.671 $ 2.974 $ 4.863 -10 % -45 %
Betriebsergebnis vor Steuern 303 330 898 -8 % -66 %
Operative Marge vor Steuern 11,3 % 11,1 % 18,5 % 24 bps -713 bps
Rückgang der operativen Marge 9 % 27 %
 

Die Umsätze der Production Group von 2,7 Milliarden US-Dollar sanken im Vergleich zum Vorquartal um 10 Prozent, wobei 80 Prozent des Rückgangs auf einen weiteren Rückgang bei den Aktivitäten auf dem nordamerikanischen Festland zurückzuführen waren, da erschöpfte Kundenbudgets zu einem weiteren Rückgang der Zahl der Bohranlagen und erhöhtem Preisdruck führte. Die Marktpreise für Druckpumpenservices sanken auf noch unhaltbarere Niveaus.

Die operative Marge vor Steuern von 11,3 Prozent stieg im Vergleich zum Vorquartal um 24 bps, trotz geringerer Aktivität und erhöhter Preisschwäche bei den Druckpumpenservices. Der Rückgang der operativen Marge im Vergleich zum Vorquartal verbesserte sich um 9 Prozent, da der Rückgang der Marge bei den Druckpumpenservices durch die Kombination von durch Anlagerung zunehmenden Beiträgen von Projekten des Schlumberger Production Management in Lateinamerika sowie höheren Nettoerträgen aus dem OneSubsea-Joint-Venture großteils aufgewogen wurde.

Mit Hilfe von Technologien der New Production Group konnten die Kunden im Laufe des Quartals technische Herausforderungen durch Beschleunigung der Förderung, verbesserte Gewinnung und höhere betriebliche Effizienz meistern.

Im Südosten Kuwaits führte Well Services in einem Sandsteinreservoir im Greater Burgan Field mit der Flow-Kanal-Technologie HiWAY* ein Fracturing-Verfahren großen Maßstabs für die Kuwait Oil Company durch. Mit Hilfe der HiWAY-Technologie konnten die Herausforderungen durch Platzierung und Stützmittel-Rückflüsse bewältigt werden, die gewöhnlich bei konventionellen Methoden für hydraulisches Fracturing auftreten. Nach dem Fracturing-Verfahren erreichte die Ölförderung bei der Bohrung einen natürlichen, kontinuierlichen Fluss von 3.000 bbl/d (Barrel/Tag).

In Tunesien führte Well Intervention Stimulationsverfahren bei zwei Bohrungen für Serept im Ashtart-Feld durch. In dem Reservoir herrschte eine hohe Temperatur, und es war eine präzise Auswahl des Fluids erforderlich, während die fokussierten Fluidströme mit hoher Energie des technisierten Hochdruck-Jetting-Service Jet Blaster* die präzise Platzierung des Stimulationsfluids tief in der Reservoirmatrix ermöglichten. Infolgedessen überstieg die Förderung nach dem Verfahren die Kundenerwartungen mit einer vierfachen Erhöhung in einem Bohrloch und doppelt so hoher Förderung im zweiten.

In Ecuador setzte Well Services den Fracturing-Service DualSTIM* im Rahmen einer Fertigstellungsstrategie für Petroamazonas ein, um den Rückgang der Förderung im Parahuacu-Feld zu bewältigen. Die DualSTIM-Technologie nutzte wasserbasierte Fluide zur Stimulation dieses stark erschöpften Reservoirs, das eine mittlere Permeabilität sowie einen Lehmgehalt aufweist, der sensibel für hohe Wasserkonzentrationen ist. Seit Beginn der Kampagne mit mehreren Bohrungen im Jahr 2014 hatte der Einsatz der DualSTIM-Technologie in Verbindung mit hydraulischem Fracturing einen Anstieg der kumulativen Ölmenge um über 400.000 bbl zur Folge.

Ebenfalls in Ecuador nutzte Well Services die integrierten Zonenisolierungs-Services Invizion* für das Shushufindi Consortium bei einer Bohrung im Aguarico-Feld. Mit der Invizion-Technologie konnten Zementierungsarbeiten in Echtzeit verfolgt und ausgewertet werden, so dass die Ergebnisse interpretiert werden konnten. Außerdem ermöglichte die Technologie die Integration der Bohrlochdaten für die Ermittlung von Problemen mit der Zonenisolierung sowie die Auswertung potentieller kurz- oder langfristiger Auswirkungen.

Anderswo in Ecuador nutzte Well Intervention die vereinfachte Sandstein-Stimulationstechnologie OneSTEP* für Orion Energy, um Schäden zu beseitigen und ein Problem mit dem Flüssigkeitstransport in einem Bohrloch zu bewältigen, ohne dass die Integrität der elektrischen Tauchpumpe beeinträchtigt wird. Konventionelle Stimulationsverfahren wurden damit unrentabel. Bei der OneSTEP-Technologie wird nur eine einzige Fluidlösung verwendet, um Bohrlochschäden zu entfernen, so dass eine einheitlichere Stimulation von Sandsteinreservoirs mit einem geringeren Risiko der Desintegrierung des Gesteins möglich ist. Der Kunde verdoppelte die Förderung und konnte dabei das Grundsediment und -wasser bei 0,1 Prozent halten.

Vor der Küste Gabuns nutzte Schlumberger Completions eine integrierte Lösung für VAALCO Energy, um im Rahmen der Erschließung des Etame-Felds drei horizontale Bohrungen durchzuführen. Zu der Lösung gehörten Bohrflüssigkeiten, Fertigstellung und künstliche Lifttechnologien für diese Openhole-Kiesbelag-Fertigstellung. Insbesondere beim integrierten Wasserreinigungssystem AquaPac* wurde Salzsole genutzt, um Kies zu transportieren und über vorinstallierte Siebe zu spülen und die Förderung von Sand zu verhindern. Die Technologie FloPro NT* wurde verwendet, um große Mengen von Bohrgut aus dem Reservoirabschnitt zu transportieren. Beim Betrieb wurden die Bohrlöcher vom Kies gereinigt, und die Produktivität entsprach den Erwartungen des Kunden.

           

Finanzübersicht

 
Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung
 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
 
Viertes Quartal Zwölfmonatszeitraum
Zeiträume bis 31. Dezember     2015   2014     2015   2014
 
Umsatz $ 7.744 $ 12.641 $ 35.475 $ 48.580
Zinsen und sonstige Erträge 81 71 236 291
Ausgaben
Umsatzkosten 6.292 9.691 28.321 37.398
Forschung und technische Entwicklung 276 324 1.094 1.217
Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten 132 122 494 475
Wertminderungen und Sonstiges (1) 2.136 1.773 2.575 1.773
Zinsen       91       87       346     369  
Gewinn (Verlust) vor Steuern $ (1.102 ) $ 715 $ 2.881 $ 7.639
Ertragssteuern (Verluste) (1)       (113 )     398       746     1.928  
Erträge (Verluste) aus laufender Geschäftstätigkeit (989 ) 317 2.135 5.711
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit       -       -       -     (205 )
Nettogewinn/(-verlust) (989 ) 317 2.135 5.506
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen       27       15       63     68  
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn (-verlust)     $ (1.016 )   $ 302     $ 2.072   $ 5.438  
 
Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt zuzuordnen:
Erträge (Verluste) aus laufender Geschäftstätigkeit (1) $ (1.016 ) $ 302 $ 2.072 $ 5.643
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit       -       -       -     (205 )
Nettogewinn/(-verlust)     $ (1.016 )   $ 302     $ 2.072   $ 5.438  
 
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger
Erträge (Verluste) aus laufender Geschäftstätigkeit (1) $ (0,81 ) $ 0,23 $ 1,63 $ 4,31
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit       -       -       -     (0,16 )
Nettogewinn/(-verlust)     $ (0,81 )   $ 0,23     $ 1,63   $ 4,16  
 
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)     $ 963     $ 1.065     $ 4.078   $ 4.094  
 
(1) Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.
(2) Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
Siehe „Ergänzende Informationen” für Details zu ausstehenden Aktien.
         
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
 
(Angaben in Millionen)
 
31. Dez. 31. Dez.
Aktiva     2015       2014
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 13.034 $ 7.501
Forderungen 8.780 11.171
Sonstiges aktuelles Umlaufvermögen       5.098         6.022
26.912 24.694
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 418 442
Anlagevermögen 13.415 15.396
Seismische Multiclient-Daten 1.026 793
Firmenwert (Goodwill) 15.605 15.487
Immaterielle Werte 4.569 4.654
Sonstige Vermögenswerte       6.060         5.438
      $ 68.005       $ 66.904
 
Passiva              
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 7.727 $ 9.246
Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer 1.203 1.647
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 4.557 2.765
Auszuschüttende Dividenden       634         518
14.121 14.176
Langfristige Verbindlichkeiten 14.442 10.565
Pensionsnebenleistungen 1.434 1.501
Latente Steuern 1.075 1.296
Sonstige Verbindlichkeiten       1.028         1.317
32.100 28.855
Eigenkapital       35.905         38.049
      $ 68.005       $ 66.904

Nettoverbindlichkeiten

„Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmitteln, kurzfristiger Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltener festverzinslicher Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten.

Einzelheiten zu Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen hier:

 
(Angaben in Millionen US-Dollar)
           

Zeiträume bis 31. Dezember

    Zwölf

Monate

2015

  Viertes

Quartal

2015

  Zwölf

Monate

2014

Erträge (Verluste) aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen $ 2.135 $ (989 ) $ 5.711
Wertminderungen und andere Belastungen abzüglich Steuern   2.218     1.835     1.639  
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 4.353 846 7.350
Wertminderungen und Abschreibungen (1) 4.078 963 4.094
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 438 112 355
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 326 76 329
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (346 ) (54 ) (390 )
(Rückgang) Erhöhung von Betriebskapital (2) (478 ) 31 (36 )
Sonstige   434     204     (507 )
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit   8.805     2.178     11.195  
 
Kapitalaufwendungen (2.410 ) (627 ) (3.976 )
SPM-Investitionen (953 ) (603 ) (740 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten   (486 )   (150 )   (321 )
Freier Cashflow (3)   4.956     798     6.158  
 
Aktienrückkaufprogramm (2.182 ) (398 ) (4.678 )
Ausgeschüttete Dividenden (2.419 ) (633 ) (1.968 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen   448     25     825  
  803     (208 )   337  
 
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten (478 ) (154 ) (1.501 )
Ausgelaufene Geschäftstätigkeit – Vereinbarung mir dem US-Justizministerium (233 ) - -
Sonstige   (252 )   19     220  
Anstieg der Nettoverbindlichkeiten (160 ) (343 ) (944 )
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums   (5.387 )   (5.204 )   (4.443 )
Nettoverbindlichkeiten $ (5.547 ) $ (5.547 ) $ (5.387 )
 
Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten    

31. Dez.
2015

 

30. Sept.
2015

 

31. Dez.
2014

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 13.034 $ 6.605 $ 7.501
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 418 439 442
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (4.557 ) (4.761 ) (2.765 )
Langfristige Verbindlichkeiten   (14.442 )   (7.487 )   (10.565 )
$ (5.547 ) $ (5.204 ) $ (5.387 )
   
(1) Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
 
(2) Enthält Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 810 Millionen US-Dollar im zum 31. Dezember 2015 zu Ende gegangenen Zwölfmonatszeitraum und 205 Millionen US-Dollar im vierten Quartal 2015.
 
(3) Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und Kosten kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass es sich hierbei um eine wichtige Maßnahme handelt, da sie sich auf Gelder bezieht, die zur Reduzierung von Verbindlichkeiten und Verfolgung von Gelegenheiten zur Verfügung stehen, die den Aktionärswert durch Akquisitionen und Ausschüttungen an Aktionäre durch Aktienrückkäufe und Dividenden steigern.

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum Gesamtjahr und zum vierten Quartal 2015 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:

 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
                   
Viertes Quartal 2015
Vor Steuern   Steuer  

Minderh.
beteiligungen

  Netto     Verwässert

Gewinn je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.034 $ 188 $ 27 $ 819 $ 0,65  
Wertminderungen auf Vermögenswerte (776 ) (141 ) - (635 )
Belegschaftsverkleinerung (530 ) (51 ) - (479 )
Wertberichtigungen von Beständen (269 ) (27 ) - (242 )
Wertminderungen bei SPM-Projekt in Kolumbien (182 ) (36 ) - (146 )
Schließung von Anlagen (177 ) (37 ) - (140 )
Geopolitische Ereignisse (77 ) - - (77 )
Vertragsbeendigungen (41 ) (2 ) - (39 )
Sonstige   (84 )     (7 )     -     (77 )

Verluste aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen

$ (1.102 )   $ (113 )   $ 27   $ (1.016 ) $ (0,81 )
 
Zwölfmonatszeitraum 2015
Vor Steuern   Steuer  

Minderh.
beteiligungen

  Netto     Verwässert

Gewinn je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 5.456 $ 1.103 $ 63 $ 4.290 $ 3,37  
Belegschaftsverkleinerung (920 ) (107 ) - (813 )
Wertminderungen auf Vermögenswerte (776 ) (141 ) - (635 )
Wertberichtigungen von Beständen (269 ) (27 ) - (242 )
Wertminderungen bei SPM-Projekt in Kolumbien (182 ) (36 ) - (146 )
Schließung von Anlagen (177 ) (37 ) - (140 )
Geopolitische Ereignisse (77 ) - - (77 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (49 ) - - (49 )
Vertragsbeendigungen (41 ) (2 ) - (39 )
Sonstige   (84 )     (7 )     -     (77 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 2.881     $ 746     $ 63   $ 2.072   $ 1,63  
 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
                   
Viertes Quartal 2014
Vor Steuern   Steuer  

Minderh.
beteiligungen

  Netto     Verwässert

Gewinn je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 2.488 $ 532 $ 15 $ 1.941 $ 1,50
Umstrukturierung von WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (472 ) - - (472 )
Belegschaftsverkleinerung (296 ) (37 ) - (259 )
Wertminderungen des SPM-Projekt   (199 )     (72 )     -     (127 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 715     $ 398     $ 15   $ 302   $ 0,23
 
Zwölfmonatszeitraum 2014
Vor Steuern   Steuer  

Minderh.
beteiligungen

  Netto     Verwässert

Gewinn je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 9.412 $ 2.062 $ 68 $ 7.282 $ 5,57
Umstrukturierung von WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (472 ) - - (472 )
Belegschaftsverkleinerung (296 ) (37 ) - (259 )
Wertminderungen des SPM-Projekt   (199 )     (72 )     -     (127 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 7.639     $ 1.928     $ 68   $ 5.643   $ 4,31
 
Produktgruppen
(Angaben in Millionen)
 
      Dreimonatszeitraum bis
31. Dez. 2015   30. Sept. 2015   31. Dez. 2014
Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Reservoir Characterization $ 2.154 $ 520 $ 2.321 $ 614 $ 3.265 $ 984
Bohrungen 2.953 494 3.219 594 4.576 947
Förderung 2.671 303 2.974 330 4.863 898
Ausbuchungen und Sonstiges (34 )   (29 ) (42 )   (17 ) (63 )   (48 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.288 1.521 2.781
Konzern und Sonstiges - (179 ) - (198 ) - (221 )
Zinserträge(1) - 8 - 8 - 8
Zinsaufwendungen(1) - (83 ) - (78 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften   -     (2.136 )   -     -     -     (1.773 )
$ 7.744   $ (1.102 ) $ 8.472   $ 1.253   $ 12.641   $ 715  
 
Geographische Gebiete
(Angaben in Millionen US-Dollar)
 
      Dreimonatszeitraum bis
31. Dez. 2015   30. Sept. 2015   31. Dez. 2014
Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Nordamerika $ 1.955 $ 139 $ 2.273 $ 202 $ 4.324 $ 849
Lateinamerika 1.407 324 1.422 295 2.053 429
Europa/GUS/Afrika 2.059 428 2.274 505 3.063 683
Naher und Mittlerer Osten und Asien 2.248 507 2.372 641 3.094 877
Ausbuchungen und Sonstiges 75   (110 ) 131   (122 ) 107   (57 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.288 1.521 2.781
Konzern und Sonstiges - (179 ) - (198 ) - (221 )
Zinserträge(1) - 8 - 8 - 8
Zinsaufwendungen(1) - (83 ) - (78 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften   -   (2.136 )   -   -     -   (1.773 )
$ 7.744 $ (1.102 ) $ 8.472 $ 1.253   $ 12.641 $ 715  
 

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

 
Produktgruppen
(Angaben in Millionen US-Dollar)
 
      Zwölfmonatszeitraum bis
31. Dez. 2015   31. Dez. 2014
Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Reservoir Characterization $ 9.501 $ 2.450 $ 12.905 $ 3.708
Bohrungen 13.563 2.538 18.128 3.805
Förderung 12.548 1.585 17.763 3.193
Ausbuchungen und Sonstiges (137 )   (63 ) (216 )   (130 )
Betriebsergebnis vor Steuern 6.510 10.576
Konzern und Sonstiges - (768 ) - (848 )
Zinserträge(1) - 30 - 31
Zinsaufwendungen(1) - (316 ) - (347 )
Belastungen und Gutschriften   -     (2.575 )   -     (1.773 )
$ 35.475   $ 2.881   $ 48.580   $ 7.639  
 
 
Geographische Gebiete
(Angaben in Millionen US-Dollar)
 
Zwölfmonatszeitraum bis
31. Dez. 2015 31. Dez. 2014
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Nordamerika $ 9.811 $ 999 $ 16.151 $ 3.057
Lateinamerika 6.014 1.315 7.699 1.639
Europa/GUS/Afrika 9.284 1.979 12.515 2.765
Naher und Mittlerer Osten und Asien 9.898 2.661 11.875 3.273
Ausbuchungen und Sonstiges 468   (444 ) 340   (158 )
Betriebsergebnis vor Steuern 6.510 10.576
Konzern und Sonstiges - (768 ) - (848 )
Zinserträge(1) - 30 - 31
Zinsaufwendungen(1) - (316 ) - (347 )
Belastungen und Gutschriften   -     (2.575 )   -     (1.773 )
$ 35.475   $ 2.881   $ 48.580   $ 7.639  
 

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

 

Ergänzende Informationen

 

1)

Wie ist ein Rückgang der operativen Marge definiert?

Der Rückgang der operativen Marge entspricht dem Verhältnis der Änderung des Betriebsergebnisses vor Steuern zur Änderung des Umsatzes.
 

2)

Wie hoch war die operative Marge vor Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge im vierten Quartal 2015?

Im vierten Quartal 2015 lag die operative Marge vor Steuern bei 16,6 Prozent. Die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 31 Prozent, und die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahresquartal betrug 32 Prozent.
 

3)

Wie hoch war die operative Marge vor Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge im Gesamtjahr 2015?

Die operative Marge vor Steuern betrug 18,4 Prozent im Gesamtjahr 2015. Die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 31 Prozent.

 

4)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im vierten Quartal 2015?

Der freie Cashflow in Höhe von 798 Millionen US-Dollar, inklusive Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 205 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 94 Prozent im vierten Quartal 2015.
 

5)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im Gesamtjahr 2015?

Der freie Cashflow in Höhe von 4,96 Milliarden US-Dollar, inklusive Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 810 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 114 Prozent im Gesamtjahr 2015.
 

6)

Was sind die Erwartungen für Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2016?

Schlumberger erwartet für 2016 Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar. Die Investitionsausgaben für das Gesamtjahr 2015 betrugen 2,4 Milliarden US-Dollar.
 

7)

Was war in „Zinsen und sonstige Erträge” für das vierte Quartal 2015 enthalten?

Die „Zinsen und sonstigen Erträge“ für das vierte Quartal 2015 beliefen sich auf 81 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 67 Millionen US-Dollar und Zinserträgen in Höhe von 14 Millionen US-Dollar zusammen.
 

8)

Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das vierte Quartal 2015 auszuweisen?

Die Zinserträge in Höhe von 14 Millionen US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um eine Million US-Dollar. Die Zinsaufwendungen in Höhe von 91 Millionen US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um 5 Millionen US-Dollar.
 

9)

Was ist der Unterschied zwischen dem Betriebsergebnis vor Steuern und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern?

Der Unterschied besteht grundsätzlich in Posten, die sich auf den Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten sowie gewissen zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.
 

10)

Wie hoch war der effektive Steuersatz unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften für das vierte Quartal 2015?

Der effektive Steuersatz für das vierte Quartal 2015 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 18,2 Prozent, was im Vergleich zu 20,0 Prozent aus dem dritten Quartal 2015 steht.

 

 

Der effektive Steuersatz für das vierte Quartal 2015 einschließlich Belastungen und Gutschriften betrug 10,2 Prozent.

 

11)

Wie viele Stammaktien waren zum 31. Dezember 2015 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber dem Ende des letzten Quartals?

Mit Stand vom 31. Dezember 2015 gab es 1,256 Milliarden im Umlauf befindliche Stammaktien. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 30. September 2015 bis zum 31. Dezember 2015.
              (Angaben in Millionen)
Zum 30. September 2015 ausgegebene Aktien   1.261
An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien -
Übertragung von Belegschaftsaktien -
Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien -
Aktienrückkaufprogramm (5 )
Zum 31. Dezember 2015 im Umlauf befindliche Aktien 1.256  
 

12)

Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien im vierten Quartal 2015 und im dritten Quartal 2015, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien abgeglichen, wobei die Verwässerung berücksichtigt wird, die bei der Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird?

Das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien während des vierten Quartals 2015 und des dritten Quartals 2015 betrug 1,259 Milliarden beziehungsweise 1,265 Milliarden. Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung.
              (Angaben in Millionen)

Viertes Quartal
2015

     

Drittes Quartal
2015

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien 1.259       1.265
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen 2 3
Gesperrte Belegschaftsaktien 3       4
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.264       1.272
 

13)

 

Wie hoch waren die Multiclient-Umsätze im vierten Quartal 2015?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im vierten Quartal 2015 auf 117 Millionen US-Dollar und im dritten Quartal 2015 auf 60 Millionen US-Dollar.
 

14)

Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des vierten Quartals 2015?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des vierten Quartals 2015 betrug 1,13 Milliarden US-Dollar. Zum Ende des dritten Quartals 2015 betrug er 910 Millionen US-Dollar.
 

15)

Welches sind die Zinssätze und Fälligkeitstermine im Dezember 2015 ausgegebener Schuldverschreibungen in Verbindung mit der Finanzierung eines Teils von Schlumbergers anstehender Übernahme der Cameron International Corporation?

Die Schlumberger Holdings Corporation (SHC), eine indirekte, hundertprozentige US-amerikanische Tochtergesellschaft von Schlumberger Limited, hat im Dezember 2015 fünf Tranchen von Schuldverschreibungen im Gesamtwert von 6 Milliarden US-Dollar ausgegeben. Die Zinssätze und Fälligkeitstermine und lauten wie folgt: Schuldverschreibungen von 1,900 Prozent im Wert von 500 Millionen US-Dollar, fällig 2017, Schuldverschreibungen von 2,350 Prozent im Wert von 1,3 Milliarden US-Dollar, fällig 2018, Schuldverschreibungen von 3.000 Prozent im Wert von 1,6 Milliarden US-Dollar, fällig 2020, Schuldverschreibungen von 3,625 Prozent im Wert von 850 Millionen US-Dollar, fällig 2022, sowie Schuldverschreibungen im Wert von 1,75 Milliarden US-Dollar, fällig 2025.
 

16)

Worauf beziehen sich die verschiedenen Belastungen, die Schlumberger im vierten Quartal 2015 verzeichnet hat?

 

Reduzierung der Belegschaft und mit Anreizen gefördertes Beurlaubungsprogramm:

Auf Grundlage der Prognose für die Aktivitäten im Jahr 2016 sowie zur weiteren Rationalisierung seiner Supportstruktur hat Schlumberger beschlossen, weiter Personal abzubauen und sein mit Anreizen gefördertes Beurlaubungsprogramm (Incentivized Leave of Absence, ILOA) im vierten Quartal 2015 zu erweitern. Infolgedessen verzeichnete Schlumberger im vierten Quartal Abschreibungen in Verbindung mit diesem Personalabbau und dem ILOA-Programm in Höhe von 530 Millionen US-Dollar.
 

Wertminderungen und Restrukturierungsaufwendungen

Aufgrund der Situation auf dem Öl- und Gasmarkt, die sich weiterhin verschlechtert hat, und ihrer Auswirkungen auf die Prognosen zu den Aktivitäten hat Schlumberger beschlossen, dass die Buchwerte bestimmter Aktiva nicht mehr erstattungsfähig waren, und traf ferner bestimmte Entscheidungen, die im vierten Quartal 2015 folgende Wertminderungs- und Restrukturierungsaufwendungen zur Folge hatten:

        -- Wertminderungen auf Vermögenswerte in Höhe von 776 Millionen US-Dollar vor allem im Zusammenhang mit wenig genutzten Druckpumpen und sonstigen Geräten in Nordamerika sowie mit bestimmten niederrangigen Bohrplattformen.
-- Wertberichtigungen des Buchwertes bestimmter Bestände in Höhe von 269 US-Dollar, vor allem in Nordamerika.
-- 182 Millionen US-Dollar zur Senkung des Buchwerts der verbleibenden Investitionen in ein SPM-Projekt in Kolumbien infolge des aktuellen Rückgangs der Warenpreise. Unter weiterer Berücksichtigung der Tatsache, dass die Vertragszeit des Projekts zu Ende geht und die Einnahmekanäle direkt mit den Ölpreisen in Verbindung stehen.
-- 177 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit Anlagen, einschließlich des erwarteten Verkaufs bestimmter Besitztümer und der Beendigung bestimmter Leasingverträge.
-- 77 Millionen US-Dollar für Aktiva, die infolge geopolitischer Probleme in bestimmten Ländern des Nahen und Mittleren Ostens nicht mehr erstattungsfähig sind.
-- 41 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit Terminierungskosten.
-- Sonstige Abschreibungen in Höhe von 84 Millionen US-Dollar in Verbindung mit der aktuellen Marktsituation, einschließlich 40 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit nicht temporären Wertminderungen auf marktfähige Wertpapiere und 15 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit Wertminderungen auf Equitymethoden-Investitionen.
Schlumberger geht nicht davon aus, dass infolge dieser Belastungen durch Wertminderungen und Umstrukturierungen signifikante Barauslagen entstehen werden.
 

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationen für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie weltweit. Mit mehr als 95.000 Mitarbeitern mit über 140 verschiedenen Nationalitäten, die in mehr als 85 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und Dienstleistungspalette von der Erkundung bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag. Das Unternehmen hat im Jahr 2015 einen Umsatz in Höhe von 35,47 Milliarden US-Dollar ausgewiesen. 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 kommt eine Technologie zum Einsatz, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.

Fußnoten

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 22. Januar 2016 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr (US Central Time), das heißt um 9:00 Uhr (Eastern Time) und 15.00 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 230-1059 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 234-9959 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call”. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 21. Februar 2016 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 373076 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören angeboten. Bitte loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz anzumelden. Ebenfalls steht Ihnen auf derselben Website bis zum 31. März 2016 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.

Dieser Ergebnisbericht für das Gesamtjahr und das vierte Quartal 2015 und die Ergänzenden Informationen (Supplemental Information) sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; Wachstum bei Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen Regionen in den einzelnen Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und die Steigerung der Förderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien; Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie; Geschäftsstrategien der Schlumberger-Kunden; Integration von Cameron in unser Unternehmen; erwartete Vorteile der Cameron-Transaktion; Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger; die zukünftige globale Wirtschaftslage; sowie zukünftige Ergebnisse des operativen Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten, unter anderem: die Weltwirtschaftslage; Veränderungen der Ausgaben für die Erkundung und Förderung bei den Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Erkundung und Erschließung von Erdöl- und Erdgas; allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in entscheidenden Regionen der Welt; Preiserosionen; Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren; betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Streichungen; Förderungsrückgänge; Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Öl- und -Gas-Erkundung offshore, radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz; die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Erkundung nicht gerecht werden; das Risiko, dass die vorgesehene Cameron-Fusion nicht erfolgt; negative Auswirkungen der Anhängigkeit der erwogenen Cameron-Fusion; die Möglichkeit, dass die fusionierten Unternehmen nach dem Abschluss der Cameron-Fusion nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden; die Möglichkeit, dass entscheidende Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben; Aufwendungen für die Fusion; sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das Gesamtjahr und das vierte Quartal 2015 und den Ergänzenden Informationen, unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K und anderen Einreichungen bei der Wertpapierbehörde der USA (Securities und Exchange Commission) aufgeführt sind. Falls eines oder mehrere dieser Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht und lehnt jegliche Verpflichtung zur Revision oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten ab.

Die Ausgangssprache, in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die Sprachversion, die im Original veröffentlicht wurde, ist rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen Sprachversion der Veröffentlichung ab.


Useletter

Die Useletter "Morning Xpresso" und "Evening Xtrakt" heben sich deutlich von den gängigen Newslettern ab. Beispiele ansehen bzw. kostenfrei anmelden. Wichtige Börse-Infos garantiert.

Newsletter abonnieren

Runplugged

Infos über neue Financial Literacy Audio Files für die Runplugged App
(kostenfrei downloaden über http://runplugged.com/spreadit)

per Newsletter erhalten



Indizes
ATX 2312 0.76 % 2300 -0.52% 08:17:59
DAX 10588 0.55 % 10525 -0.60% 08:17:59
Dow 18395 -0.29 % 18404 0.05% 08:17:59
Nikkei 16361 -1.18 % 16595 1.41% 08:17:59
Gold 1325 0.01 % 1321 -0.31% 22:59:57



Fachheft aktuell

Geschäftsberichte

Schlumberger gibt Ergebnisse des Gesamtjahres und des vierten Quartals 2015 bekannt


30.01.2016

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das Gesamtjahr 2015 und das vierte Quartal 2015 ausgewiesen. Die Ergebnisse für das Gesamtjahr sind in untenstehender Tabelle angezeigt.

             

Gesamtjahresergebnisse

 

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Zwölfmonatszeitraum bis Veränderung
31. Dez. 2015 31. Dez. 2014 gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 35.475 $ 48.580 –27 %
Betriebsergebnis vor Steuern 6.510 10.576 -38 %
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* 4.290 7.282 -41 %
Verwässerter Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* $ 3,37 $ 5,57 -39 %
Operative Marge vor Steuern 18,4 % 21,8 % -342 bps (Basispunkte)
 
Umsätze in Nordamerika $ 9.811 $ 16.151 -39 %
Betriebsergebnis vor Steuern in Nordamerika 999 3.057 -67 %
Operative Marge vor Steuern in Nordamerika 10,2 % 18,9 % -874 bps
 
Internationale Umsätze $ 25.196 $ 32.089 -21 %
Internationales Betriebsergebnis vor Steuern 5.955 7.677 -22 %
Internationale operative Marge vor Steuern 23,6 % 23,9 % -29 bps
 

*Die Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften beliefen sich im Jahr 2015 auf 2,072 Milliarden US-Dollar und im Jahr 2014 auf 5,643 Milliarden US-Dollar. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften belief sich im Jahr 2015 auf 1,63 US-Dollar und im Jahr 2014 auf 4,31 US-Dollar. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.

Paal Kibsgaard, Chairman und CEO von Schlumberger, sagte dazu: „Die Umsätze für das Gesamtjahr 2015 in Höhe von 35,5 Milliarden sanken gegenüber dem Vorjahr um 27 Prozent, entsprechend den Kürzungen beim Upstream-Capex, die zu deutlich niedrigeren Investitionsniveaus bei E&P führten. (Capex, von engl. capital expenditure: Investitionsaufwand) Die Umsätze in Nordamerika gingen um 39 Prozent zurück, wobei der Bereich Festland um 45 Prozent und der Bereich Offshore um 17 Prozent sank. Der Rückgang der Aktivitäten auf dem Festland war der stärkste seit 1986, da die Capex-Ausgaben der nordamerikanischen Kunden um mehr als 40 Prozent zurückgingen. Nachdem die Anzahl der Bohranlagen auf dem US-amerikanischen Festland mit weniger als 700 um 68 Prozent geringer war als zur Spitzenzeit im Jahr 2014, sind bei den massiven überschüssigen Kapazitäten auf dem Markt für Services auf dem Festland weder kurz- noch mittelfristig keine Zeichen einer Preiserholung zu erkennen.

Die Umsätze für das Gesamtjahr im Bereich International Areas gingen aufgrund von Kürzungen bei den Budgets der Kunden um mehr als 20 Prozent um mehr als 21 Prozent zurück, da die internationalen und nationalen Ölfirmen auf die niedrigeren Rohstoffpreise reagierten. Dieser Effekt wurde durch Preisermäßigungen bei den Serviceanbietern noch verschärft. Mehr als ein Drittel des Umsatzrückgangs war die Folge von Verlusten bei bestimmten Währungen im Vergleich zum US-Dollar. Die Ergebnisse in den verschiedenen Bereichen erfolgte aufgrund eines Rückgangs um 26 Prozent in Europa/GUS und Afrika vor allem aufgrund des schwachen russischen Rubels. Die Erkundungsaktivitäten in Großbritannien und Norwegen sanken entsprechend der Verlangsamung der Ausgaben bei den Kunden. In Subsahara-Afrika wurden Offshore-Bohranlagen aufgelöst, da die Erkundungsarbeiten zurückgingen, und in Nordafrika gingen die Arbeiten langsam voran, teilweise weil die Aktivitäten in Libyen verhalten blieben, da die Festlandsaktivitäten aufgrund von Sicherheitsbedenken eingeschränkt vonstatten gingen. Die Ergebnisse für das Gesamtjahr im Gebiet Lateinamerika gingen aufgrund deutlich gesunkener Aktivitäten in Mexiko, Brasilien und Kolumbien um 22 Prozent zurück, da anhaltende Kürzungen im Budget zu Reduzierungen der Anzahl der Bohranlagen führten. Die Abwertung des venezolanischen Bolivar wirkte sich auf die Umsätze auf dem GeoMarket Venezuela, Trinidad und Tobago aus. Die Umsätze für das Gesamtjahr im Nahen und Mittleren Osten und in Asien sanken aufgrund eines deutlichen Rückgangs der Aktivitäten in der Region Asien-Pazifik, insbesondere in Australien, um 17 Prozent. Dieser Rückgang wurde jedoch teilweise durch stabile Aktivitäten in den Ländern des Golfkooperationsrats im Nahen und Mittleren Osten, insbesondere Saudi-Arabien, Kuwait und Oman, aufgewogen, obwohl die Auswirkungen dessen durch Preisermäßigungen aufgewogen wurden. Die Aktivitäten im Irak gingen weiterhin zurück.

Das Betriebsergebnis vor Steuern von Schlumberger für das Gesamtjahr ging um 38 Prozent zurück, während die operative Marge vor Steuern um 342 Basispunkte auf 18,4 Prozent schrumpfte. Die operative Marge vor Steuern ging aufgrund verringerten Förderdrucks und Preisschwäche auf dem nordamerikanischen Festland um 874 Basispunkte auf 10,2 Prozent zurück. Die internationale Marge ging grundsätzlich zurück. 2014 lag sie trotz des Umsatzrückgangs aufgrund von Preisermäßigungen und aufgrund einer immer ungünstigeren Verlagerung des Umsatzmixes von der Offshore-Erkundung hin zur Erschließung bei 23,6 Prozent. Während die Umsätze in Nordamerika und in den International Areas um 39 Prozent beziehungsweise 21 Prozent zurückgegangen sind, war der Rückgang der operativen Marge in Nordamerika auf 32 Prozent und international auf 25 Prozent begrenzt. Diese Zahlen sind erheblich besser als die, die wir während des Geschäftsrückgangs 2009 liefern konnten.

Die Stärke dieser Ergebnisse beweist die Belastbarkeit unseres Business-Portfolios angesichts der Herausforderungen durch die Aktivitäten, Preise und ausländischen Währungen im Jahr 2015. Unsere Ergebnisse waren geprägt durch Exzellenz bei der Ausführung, zügigem und proaktivem Kosten- und Ressourcenmanagement sowie dem steigenden Einfluss unseres Transformationsprogramms.“

           

Ergebnisse des vierten Quartals

 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
 
Dreimonatszeitraum bis Veränderung
 
31. Dez. 2015 30. Sept. 2015 31. Dez. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 7.744 $ 8.472 $ 12.641 -9 % -39 %
Betriebsergebnis vor Steuern 1.288 1.521 2.781 -15 % -54 %
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* 819 989 1.941 -17 % -58 %
Verwässerter Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften* $ 0,65 $ 0,78 $ 1,50 -17 % -57 %
Operative Marge vor Steuern 16,6 % 18,0 % 22,0 % -132 bps -537 bps
 
Umsätze in Nordamerika $ 1.955 $ 2.273 $ 4.324 -14 % -55 %
Betriebsergebnis vor Steuern in Nordamerika 139 202 849 -31 % -84 %
Operative Marge vor Steuern in Nordamerika 7,1 % 8,9 % 19,6 % -175 bps -1.250 bps
 
Internationale Umsätze $ 5.714 $ 6.068 $ 8.210 -6 % -30 %
Internationales Betriebsergebnis vor Steuern 1.259 1.440 1.990 -13 % -37 %
Internationale operative Marge vor Steuern 22,0 % 23,7 % 24,2 % -170 bps -220 bps
 

*Verluste aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften beliefen sich im vierten Quartal 2015 auf 1,016 Milliarden US-Dollar. Die Umsätze aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften beliefen sich im vierten Quartal 2014 auf 302 Milliarden US-Dollar. Die Verluste je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften beliefen sich im vierten Quartal 2015 auf 0,81 US-Dollar. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften belief sich im vierten Quartal 2014 auf 0,23 US-Dollar. Im dritten Quartal 2015 waren weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.

„Die Umsätze im vierten Quartal sanken gegenüber dem Vorquartal um 9 Prozent. Dies war zurückzuführen auf den anhaltenden Rückgang der Bohraktivitäten und den beständigen Preisdruck bei allen unseren internationalen Aktivitäten, die außerdem von Unterbrechungen der Aktivität sowie Verzögerungen und Streichung von Projekten beeinträchtigt waren. Die Umsätze in Nordamerika sanken gegenüber dem Vorquartal um 14 Prozent, da die Zahl der Bohranlagen auf dem US-amerikanischen Festland um 15 Prozent zurückgingen und die E&P-Budgets der Kunden erschöpft waren. Die internationalen Umsätze gingen aufgrund der Kombination aus Kürzungen bei den Budgets der Kunden, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter, des beständigen Preisdrucks sowie der großteils verhaltenen Umsätze bei Produkten, Software und seismischen Multiclient-Lizenzen zum Jahresende um 6 Prozent zurück.

Bei den Geschäftssegmenten gingen die Umsätze der Production Group aufgrund eines Rückgangs bei den Druckpumpenservices in Nordamerika um 10 Prozent zurück. Die Umsätze von Reservoir Characterization und Drilling Group gingen aufgrund der geringeren Nachfrage nach Produkten und Services im Zusammenhang mit der Erkundung in den International Areas im Vergleich zum Vorquartal um 7 Prozent beziehungsweise 8 Prozent zurück, da die Budgets der Kunden erschöpft waren. Diese Effekte wurden durch die fast völlige Abwesenheit der Umsätze bei Produkten, Software und seismischen Multiclient-Lizenzen zum Jahresende verstärkt, die die saisonal bedingten Verlangsamungen im Winter in vergangenen Jahren sonst normalerweise aufgewogen haben.

Die negative Grundstimmung auf dem Markt intensivierte sich im vierten Quartal, wobei die Überproduktion bei der Ölförderung anhielt und den baissierenden Trend bei den globalen Beständen fortsetzte. Dies führte zu einem weiteren Rückgang der Ölpreise, die im Januar 2016 ein 12-Jahres-Tief erreichten. Die Verschlechterung der Marktbedingungen sorgten für zusätzlichen Druck auf die sich bereits verschärfende Finanzkrise in der Ölexplorierungs- und Ölförderindustrie (Exploring&Production, E&P) und veranlasste die Kunden dazu, bei den bereits deutlich niedrigeren Niveaus der Investitionen in E&P weitere Kürzungen vorzunehmen. Die Budgets der Kunden waren außerdem schon früh im Quartal erschöpft, was zu ungeplanten und abrupten Streichungen der Aktivitäten führte.

Da wir für die erste Jahreshälfte 2016 weiterhin schwache Aktivitäten erwarten, haben wir während des vierten Quartals eine weitere Anpassung unserer Kosten- und Ressourcenbasis vorgenommen. Dies umfasste eine weitere Reduzierung der Belegschaft um 10.000 Mitarbeiter sowie eine stärkere Rationalisierung bei Geschäftskosten, Infrastruktur und Vermögensbasis. Daher konnten wir im vierten Quartal Restrukturierungsaufwendungen vor Steuern in Höhe von 530 Millionen US-Dollar für die Erweiterung des mit Anreizen geförderten Beurlaubungsprogramms und die Verkleinerung unserer Belegschaft verzeichnen, sowie Abschreibungen aufgrund von Wertminderungen vor Steuern hauptsächlich in bar in Höhe von 1,6 Milliarden US-Dollar für feste Anlagegegenstände, Wertberichtigungen von Beständen, die Schließung von Anlagen, Vertragsbeendigungen und sonstige Wertminderungen.

Trotz der anspruchsvollen Geschäftslandschaft konnten wir 2015 einen freien Cashflow von ungefähr 5 Milliarden US-Dollar generieren, nach Einberechnung von Kapitalaufwendungen in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar und Investitionen in zukünftige Einnahmekanäle in Höhe von 1,4 Milliarden US-Dollar. Wir konnten 4,6 Milliarden US-Dollar in bar an unsere Aktionäre zurückzahlen, und zwar durch Dividendenzahlungen in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar und Aktienrückkäufe in Höhe von 2,2 Milliarden US-Dollar. Wir haben außerdem ungefähr 500 Millionen US-Dollar in Technologieakquisitionen ausgegeben und erhöhten gleichzeitig unsere Nettoverschuldung um nur 160 Millionen US-Dollar. Unsere Fähigkeit, in dieser Umgebung Bargeld zu generieren, war in der Ölfelddienstleistungsbranche beispiellos und hat uns in unübertroffener Weise in die Lage versetzt, Kapital aus einer Vielfalt signifikanter Geschäftschancen zu schlagen.

Im Zuge der fortschreitenden Cameron-Transaktion sind die Pläne für die Integration vor dem Abschluss im Wesentlichen fertig, und wir werden den Abschluss vornehmen können, sobald sämtliche behördlichen Genehmigungen vorliegen. Wir gehen davon aus, dass dies im ersten Quartal 2016 der Fall sein wird. Und wir haben bereits Genehmigungen von Behörden in den USA, Kanada, Brasilien und Russland erhalten. Außerdem haben die Aktionäre von Cameron sich dafür entschieden, den Fusionsvertrag zu übernehmen, und wir konnten uns die Finanzierung für unsere Tochtergesellschaft in den USA sichern, die die Fusion durchführen wird. Die große Aktienkomponente des Deals mit 78 Prozent in Aktien und 22 Prozent in bar hat uns großteils von der Marktvolatilität isoliert.

In diesem unsicheren Umfeld konzentrieren wir uns weiterhin auf das, was wir beeinflussen können. Im Laufe des Jahres haben wir eine Reihe von Maßnahmen ergriffen, um unser Unternehmen angesichts des weiteren Geschäftsrückgangs zu rationalisieren und seine Größe anzupassen. Im Zuge der weiteren Beschleunigung der positiven Auswirkungen des Transformationsprogramms in den Bereichen Technologies und GeoMarkets im Jahr 2016 gehen wir davon aus, dass wir im Vergleich zu unseren Kollegen und der Konkurrenz in der Branche als Unternehmen stärker sein werden, sobald es beim Ölpreis und der Marktsituation in unserer Branche eine Trendwende gibt.

Unsere Sicht der Marktperspektiven bleibt mittelfristig weiterhin konstruktiv, und wir gehen weiterhin davon aus, dass das zugrundeliegende Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage aufgrund der wachsenden Nachfrage, des schwächeren Angebots angesichts der Kürzungen bei den Investitionen in E&P sowie des Ausmaßes der jährlichen Ersatzlieferungen straffer werden wird.”

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 5,4 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 73,86 US-Dollar für insgesamt 398 Millionen US-Dollar zurück.

Am 19. Oktober 2015 unterzeichneten Schlumberger und Energy Recovery, Inc. ein 15-Jahres-Technologieabkommen, nach dem Schlumberger die exklusiven Rechte an dem hydraulischen Pumpensystem VorTeq™ von Energy Recovery erhält.

Am 9. November 2015 gaben Schlumberger und Ikon Science den Abschluss eines Vertrags bekannt, nach dem die quantitativen seismischen Interpretationskapazitäten der E&P-Software-Plattform Petrel* weiterentwickelt werden sollen.

Am 16. November 2015 gab Schlumberger die Übernahme von Fluid Inclusion Technologies, Inc., einem Anbieter von Services für die Öl- und Gasindustrie mit Sitz in den USA, bekannt, der sich auf Laboranalysen eingeschlossener Flüssigkeit in Gesteinsmaterial und erweiterte Gasanalysen in Bohrlöchern spezialisiert hat.

Am 17. November 2015 erhielt Schlumberger vom US-Justizministerium die bedingungslose Genehmigung für die geplante Fusion einer hundertprozentigen Tochtergesellschaft von Schlumberger Limited mit Cameron International Corporation (Cameron). Im Dezember 2015 erteilten auch die Kartellämter Brasiliens, Kanadas und Russlands bedingungslose Zulassungen. Die Aktionäre von Cameron stimmten dem Fusionsvertrag auf einer Sondersitzung am 17. Dezember 2015 mit überwältigender Mehrheit zu, und der Abschluss der geplanten Fusion hängt jetzt noch von der Zulassung durch die Europäische Kommission und bestimmter anderer Gerichtsbarkeiten sowie der Erfüllung oder des Verzichts auf weitere sonstige übliche Abschlussbedingungen ab.

Am 10. Dezember 2015 gab die Schlumberger Holdings Corporation, eine indirekte hundertprozentige Tochtergesellschaft von Schlumberger Limited in den USA, fünf Tranchen von Schuldverschreibungen im Gesamtwert von 6 Milliarden US-Dollar aus. Diese Schuldverschreibungen haben einen gewichteten Durchschnittszinssatz von ungefähr 3,15 Prozent und Fälligkeitstermine zwischen 2017 und 2025. Der Nettoertrag wird für allgemeine Unternehmenszwecke verwendet, unter anderem für die Finanzierung eines Teils der ausstehenden Übernahme von Cameron.

Am 21. Januar 2016 stimmte das Board of Directors des Unternehmens der vierteljährlichen Dividende von 0,50 US-Dollar je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, beginnend mit der am 8. April 2016 an zum 17. Februar 2016 eingetragene Aktieninhaber zahlbaren Dividende. Außerdem stimmte das Board of Directors angesichts der Tatsache, dass das aktuelle Aktienrückkaufprogramm in Höhe von 10 Milliarden US-Dollar des Unternehmens, das im dritten Quartal 2013 begonnen hat, vor dem Abschluss steht, einem weiteren neuen Aktienrückkaufprogramm in Höhe von 10 Milliarden US-Dollar zu.

Nordamerika

Die Umsätze von 2,0 Milliarden US-Dollar im vierten Quartal in Nordamerika sanken im Vergleich zum Vorjahr um 14 Prozent, was vor allem den Rückgang der Anzahl der Bohranlagen auf dem US-amerikanischen Festland um 15 Prozent widerspiegelte, da die Cashflows bei den Kunden sich verringerten und die E&P-Budgets erschöpft waren. Die Umsätze auf dem Festland sanken aufgrund geringerer Aktivitäten und beständigen Preisdrucks um 18 Prozent, während die Offshore-Umsätze um 4 Prozent sanken. Der übliche Anstieg der Umsätze bei seismischen Multiclient-Lizenzen zum Jahresende war im Vergleich zu früheren Jahren großteils verhalten.

Die operative Marge vor Steuern in Nordamerika ging infolge des Preisdrucks, der bei allen Services und Produkten zu spüren war, im Vergleich zum Vorjahr um 175 Basispunkte (bps) auf 7 Prozent zurück. Insbesondere auf dem Markt für Druckpumpen führten untragbare Preisniveaus in der Branche dazu, dass mehr Pumpen eingelagert und Crews entlassen wurden. In bestimmten Becken wurde die Hydraulic-Fracturing-Flotte jedoch weiterhin eingesetzt, um Marktanteile zu sichern und neue technische Möglichkeiten auszuloten.

Trotz des Rückgangs der Umsätze um 14 Prozent im Vergleich zum Vorjahr betrug der Rückgang der operativen Marge nur 20 Prozent. Die Stärke dieser Leistung wurde durch zeitnahes Kosten- und Ressourcenmanagement, effizientes Lieferkettenmanagement und starke Betriebsführung unterstützt.

Im vierten Quartal trugen integrierte Services und neue Technologien von Schlumberger zur Steigerung der Förderung und der betrieblichen Effizienz in Nordamerika bei.

Auf dem US-amerikanischen Festland wurden die unkonventionellen Reservoir-Fertigstellungsservices von Well Services BroadBand* im Vergleich zu 2014 bei 14 Prozent mehr Bohrungen und in 52 Prozent mehr Phasen eingesetzt. Mit der BroadBand-Technologie können Bohrlocherfassung und Reservoirkontakt so maximiert werden, dass Förderung und Gewinnung durch Stimulieren und Aufstoßen jeder Fraktur von der Spitze zum Boden des Bohrlochs erhöht werden. In den Becken Eagle Ford und Permian gab es 2015 die größte Aktivität, während die Gesamtaktivität sechs Becken und 32 Betreiber umfasste.

Im Süden von Texas ermöglichte es eine Kombination aus Schlumberger-Technologien der Firma Lonestar Resources Ltd., die Produktion bei einer Reihe horizontaler Bohrungen im Schiefergebiet Eagle Ford zu optimieren. Die Reservoir-zentrierte Software für Stimulationsdesign Mangrove* trug durch geologische Geländemessungen, die von Wireline ThruBit* Logging-Services erworben wurden, zur Verbesserung der Planung des hydraulischen Fracturing bei. Infolgedessen stiegen die 30-Tage-Förderquoten bei den mit optimierter Fracturing-Planung abgeschlossenen Bohrungen im Vergleich zu den Ausgleichsbohrungen im gleichen Feld um 78 Prozent.

Ebenfalls auf dem US-amerikanischen Festland konnten mit dem motorisierten steuerbaren Rotary-System (Rotary Steerable System) PowerDrive Orbit vorteX* von Drilling & Measurements wiederholt Erfolge in den Becken Midland und Anadarko erzielt werden. In der Wolfcamp-Formation im Midland-Becken konnte mit dieser Technologie ein Bohrfortschritt (Rate of Penetration, ROP) in Rekordhöhe erreicht werden. Dazu wurde in 29 Stunden auf dem Boden mit durchschnittlich 245 Fuß pro Stunde bis zu einer Gesamttiefe von über 7.100 Fuß gebohrt. In der gleichen Formation wurde mit dem System PowerDrive Orbit vorteX in der Rekordzeit von vier Tagen ein durchschnittlicher Bohrfortschritt von 203 Fuß pro Stunde bis zu einer Gesamttiefe von 12.600 Fuß gebohrt. Die Bereiche Drilling & Measurements setzten ferner die Technologie PowerDrive Vortex zum ersten Mal im Woodford Shale des Anadarko-Beckens ein, um den Bohrfortschritt im Vergleich zum bisherigen Bohrdurchschnitt des Gebietes um 120 Prozent zu steigern. Dabei war die vertikale Gesamttiefe einer 14.960 Fuß langen Seitenbohrung der längste Durchgang bei Bohrlöchern jeder Größe im South-Central Oklahoma Oil Province Woodford Shale.

Anderswo auf dem US-amerikanischen Festland setzte M-I SWACO die Trenntechnologie für Fluid und Bohrgut SCREEN PULSE* ein, um die Leistung des Feststoff-Kontrollprozesses zu verbessern, die Gewinnung qualitativ hochwertiger wiederverwendbarer Bohrflüssigkeit zu maximieren und die Abfälle durch Bohrgut zu reduzieren. Indem ein optimaler Zustand der Bohrflüssigkeit gewahrt wird, wird die Bohreffizienz verbessert, und die Kosten für Abfallhandhabung und -entsorgung werden gesenkt, während gleichzeitig die Sicherheitssituation vor Ort verbessert wird. Seit ihrer Markteinführung im Mai 2015 hat sich die Leistung der Technologie SCREEN PULSE durch Senkungen der Fluidausschussraten um bis zu 50 Prozent und Senkungen des Ölgehalts auf Bohrgut um ungefähr 35 Prozent bei Aktivitäten in den Schieferbecken Woodford, Eagle Ford, Haynesville und Permian bewährt.

In den atlantischen Provinzen Kanadas schloss Schlumberger das erste Jahr eines Vertrags für integrierte Services für Statoil, Inc. vor der Küste Neufundlands ab. Bei der Erkundung und Einschätzung des Beckens Flemish Pass wurde eine Kombination aus Schlumberger-Technologien verwendet, mit denen die Bohreffizienz verbessert, die Integrität der Bohrlöcher gewährleistet und die Platzierung einer Bohrung bei einer Wassertiefe von 2.829 m optimiert werden konnten. Mit dem widerstandsfähigeren steuerbaren Rotary-System PowerDrive Xceed*, dem hydraulisch erweiterbaren Bohrlochräumer Rhino XS* sowie dem konischen Diamantelement Stinger* konnte eine stabile und präzise Bohrung bis zur angestrebten Tiefe erreicht werden. Mit dem fotorealistischen Reservoirgeologie-Service Quanta Geo*, dem hochauflösenden Spektroskopie-Service LithoScanner* und der Plattform für akustisches Scanning Sonic Scanner* konnten die komplexen Formationen charakterisiert und die Risiken unter der Oberfläche gesenkt werden. Diese Kombination von Technologien wurde während eines einzigen Abstiegs eingesetzt. Der Kunde konnte damit Bohrzeit sparen, und Statoil nannte einige der Bohrabschnitte unter seinen Top-Bohrleistungen weltweit.

Im Rahmen eines weiteren Projektes vor der Atlantikküste Kanadas setzte Wireline eine Kombination von Technologien für Statoil, Inc. bei der Formationsauswertung und der Reservoircharakterisierung der Tiefseebohrung Bay du Nord ein. Zur Wireline-Technologie zählten der triaxiale Induktionsservice Rt Scanner*, der fotorealistische Geologieservice Quanta Geo und die Plattform für akustisches Scanning Sonic Scanner zur Senkung der Risiken unter der Oberfläche und Charakterisierung der komplexen Formationen. Dank des effizienten Wireline-Durchlaufs konnte der Kunde Bohrzeit sparen.

Internationale Gebiete

Die Umsätze für International Areas in Höhe von 5,7 Milliarden US-Dollar sanken aufgrund der Kombination aus Kürzungen bei den Budgets der Kunden, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter, des anhaltenden Rückgangs der Bohraktivitäten, schwacher Währungen und der großteils verhaltenen Umsätze bei Produkten, Software und seismischen Multiclient-Lizenzen im Vergleich zum Vorquartal um 6 Prozent.

Die Umsätze des Bereichs Naher und Mittlerer Osten und Asien in Höhe von 2,2 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 5 Prozent zurück, vor allem aufgrund geringerer Aktivitäten in Australien und im Raum Asien/Pazifik aufgrund von Kürzungen der Budgets durch die Kunden und Rückgängen der Anzahl der abgeschlossenen Projekte. Die Umsätze aus den GeoMarkets im Nahen und Mittleren Osten waren ebenfalls niedriger, da die soliden Aktivitäten in Kuwait und Irak aufgrund der Auswirkungen von Preisermäßigungen, Streichungen von Projekten, verzögerten Starts neuer Projekte und abrupten Störungen von Aktivitäten wegen der Erschöpfung der Budgets durch Reduzierungen im Rest der Region mehr als aufgewogen wurden.

Die Umsätze im Gebiet Europa/GUS/Afrika in Höhe von 2,1 Milliarden US-Dollar sanken im Vergleich zum Vorquartal vor allem in Russland und Zentralasien um 9 Prozent, vor allem aufgrund des schwachen russischen Rubels, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter bei der Beruhigung der Sommerprojekte sowie Reduzierungen in der Region Kaspisches Meer. Die soliden Aktivitäten auf den GeoMarkets Nigeria und Golf von Guinea sowie Nordafrika wurden vor allem durch geringere Aktivitäten auf den GeoMarkets Großbritannien, Zentral- und Westafrika und Angola aufgewogen, da die Zahl der Bohranlagen zurückging und Projekte zu Ende gingen.

Die Umsätze im Gebiet Lateinamerika in Höhe von 1,4 Milliarden US-Dollar gingen aufgrund von Kürzungen der Budgets durch die Kunden und schwachen Währungen im Vergleich zum Vorquartal um 1 Prozent zurück, vor allem aufgrund deutlich geringerer Aktivitäten auf den GeoMarkets Kolumbien und Peru sowie Argentinien, Bolivien und Chile. Diese Effekte wurden großteils durch seismische Akquisitionserhebungen im Meer und seismische Multiclient-Lizenzen in Mexiko aufgewogen.

Die operative Marge vor Steuern im Bereich International Areas von 22 Prozent sank im Vergleich zum Vorquartal um 170 bps, da der Preisdruck in diesen Gebieten durch die Rationalisierung der Kosten- und Ressourcenbasis und die Beschleunigung des Transformationsprogramms teilweise aufgewogen wurde. Außerdem trugen die Streichung von Projekten, verzögerte Starts neuer Projekte sowie abrupte Störungen von Aktivitäten zum Rückgang der operativen Marge vor Steuern im Vergleich zum Vorquartal bei, insbesondere im Gebiet Naher und Mittlerer Osten und Asien. Die operative Marge vor Steuern im Gebiet Naher und Mittlerer Osten sank um 448 bps auf 22,5 Prozent, Europa/GUS/Afrika sank um 138 bps auf 20,8 Prozent, während Lateinamerika um 229 bps auf 23 Prozent anstieg, vor allem aufgrund der starken Margen aus seismischen Multiclient-Lizenzen in Mexiko und Zentralamerika.

Der Rückgang der operativen Marge vor Steuern im Vergleich zum Vorquartal kam auf 51 Prozent, da abrupte Störungen des Betriebs zügige Anpassungen der Preise behinderten, und der Preisdruck war der Grund für mehr als ein Drittel des Umsatzrückgangs.

Im vierten Quartal konnte die Produktivität der Belegschaft durch das Transformationsprogramm mittels einer Kombination aus Multiskilling, optimiertem Basissupport und der Nutzung von Assets erhöht werden. Beispiel Nordsee:

Die Gründung eines Optimized Support Team im Januar 2014 bedeutete, dass im Jahr 2015 die Wireline-Sachverständigen vor Ort im Vergleich zum Vorjahr ungefähr 2000 Tage weniger in der Basis verbringen mussten. Die Mitglieder des Teams vor Ort konnten sich daher mehr auf ihre Haupttätigkeiten am Bohrloch konzentrieren und mussten wenige Zeit mit peripheren Aufgaben in der Basis verbringen. Dies sorgte für jährliche Einsparungen von 1 Million US-Dollar und trug gleichzeitig dazu bei, dass die Mitarbeiter mehr Freizeit hatten. Außerdem verstärkte Wireline die Anlagennutzung im Vergleich zu 2014 um 54 Prozent durch die Konsolidierung und gemeinsame Nutzung von Anlagen innerhalb eines größeren geographischen Gebiets. Die bessere Nutzung der Anlagen führte wiederum zu Einsparungen bei Materialien und Betriebsmitteln im Wert von über 800.000 US-Dollar.

Insgesamt 19 Ingenieure von M-I SWACO Drilling Solutions wurden in der Durchführung entscheidender praktischer Arbeiten ausgebildet. Dazu gehörte die Nutzung von CLEANCUT*-Systemen zum Sammeln und Einschluss von Bohrgut sowie Einheiten für AUTOMATIC TANK CLEANING*, die von weniger Crews betrieben werden können. Während der ersten vier Monate nach der Schulung leisteten die vielseitig qualifizierten (multiskilled) Ingenieure sichere und qualitativ hochwertige Arbeit, während die Zahl der Mitarbeiter an Bord um mehr als 350 Mann/Tage reduziert wurde.

Die Wireline- und Slickline-Crews wurden gemeinsam für Arbeiten an Bord von Light Weight Intervention Vessels für drei internationale Ölkonzerne ausgebildet. Über Multiskilling-Initiativen konnten die Sicherheitsrisiken gesenkt werden, da weniger Leute an Bord waren, und die drei Kunden sparten insgesamt 328 Arbeitstage ein.

Im vierten Quartal erfolgte ferner eine Erweiterung der integrierten Services bei International Areas, und eine Reihe neuer Verträge wurden vergeben.

In Südkorea führte der Bereich Integrated Services Management (ISM) ein Tiefsee-Erkundungsprojekt mit einer einzigen Bohrung für Woodside durch. Es musste innerhalb eines sehr kurzen Zeitraums mobilisiert werden. Dazu gehörte komplexe Logistik im Zusammenhang mit Lizenzierung und Import von Logging-Tools sowie Betriebsmitteln für eine mögliche Rückholung von Leitungen. Der ISM-Projektmanager arbeitete mit in der Versorgungsbasis von Woodside in Busan, wo er sich gemeinsam mit dem Logistikteam von Woodside um den Import der erforderlichen Materialien und Betriebsmittel aus 14 verschiedenen Ländern kümmerte. Infolge der engen Kooperation zwischen Schlumberger und Woodside konnten sämtliche Materialien, Mitarbeiter und Services erfolgreich rechtzeitig geliefert werden, und das Projekt wurde erfolgreich gemäß dem Bohrplan durchgeführt.

Vor der norwegischen Küste lieferte Integrated Drilling Services (IDS) hervorragende Arbeit beim Bohren und der Fertigstellung für das Projekt Ivar Aasen von Det Norske Oljeselskap ASA. Die Technologie StingBlade* von Schlumberger mit konischen Diamantelementen trug zum verbesserten Bohrfortschritt bei, während der Service GeoSphere* von Drilling & Measurements für Reservoir-Mapping während des Bohrens verwendet wurde, um drei horizontale Bohrabschnitte von bis zu 2.000 m Länge zu steuern. Die GeoSphere-Technologie hat die Beschreibung von Schichten im Reservoir in Echtzeit bei Abständen von über 30 m bei gleichzeitiger Steuerung der Seitenbohrungen für maximalen Kontakt ermöglicht. Infolge der engen Kooperation zwischen den Teams von Det Norske Oljeselskap und Schlumberger waren Bohrungen und Fertigstellung sämtlicher drei Bohrungen unter den zehn besten Arbeitsleistungen der letzten acht Jahre auf dem norwegischen Kontinentalschelf.

Im Jahr 2015 unterstützte Integrated Production Services (IPS) drei Programme für die Außerbetriebsetzung von drei Projekten mit mehreren Bohrungen für einen internationalen Öl- und Gaskonzern mit einer Reihe von Services im Zusammenhang mit Projektmanagement, Pfropf- und Außerbetriebsetzungsarbeiten sowie Bohrservices. Die Projekte wurden sowohl auf dem Festland als auch vor der Küste Europas und Asiens durchgeführt. Services von Bits & Drilling Tools, Wireline, Well Services, M-I SWACO und Well Intervention wurden mit Technologie- und Projektmanagementprozessen von IPS integriert, um die Projektkosten zu senken, die Effizienz zu erhöhen und die Einhaltung der Anforderungen sowohl von Behörden als auch der Kunden zu gewährleisten.

In Norwegen vergab OMV (Norge) AS einen integrierten Servicevertrag über drei Jahre an Schlumberger, der zwei Verlängerungen um je ein Jahr für die Bereitstellung von Erkundungs- und Einschätzungsservices auf dem norwegischen Kontinentalschelf umfasste. Dazu gehörten Services für die Handhabung von Bohrflüssigkeiten und Abfällen, Zementierung, direktionales Bohren, Messen während des Bohrens, Logging während des Bohrens, Mud Logging, Wireline Logging, Bohrlochtests und Projektmanagement Der Vertrag wird einen Machbarkeitsnachweis für Bohrungen und Geosteering in einem sehr seichten Reservoir liefern, um eine hohe Produktivität bei horizontalen Bohrungen zu erreichen.

Die britische Öl- und Gasbehörde (Oil and Gas Authority) hat zwei Projekte im North Sea UK Continental Shelf (UKCS) an Schlumberger vergeben und wird Ölkonzernen, die sich für das UKCS interessieren, die Deliverables des Projektes kostenlos zur Verfügung stellen. Dies ist Teil des Ziels der britischen Regierung, das Interesse an der Erkundung im UKCS neu zu beleben, insbesondere in untererschlossenen Gebieten. WesternGeco wird in den britischen Gebieten Rockall und Mid North Sea High zwei seismische 2D-Erhebungen im Meer durchführen und Datenverarbeitungsservices, Erdöl-Systemmodelle und Multiclient-Daten liefern. Software Integrated Solutions (SIS) wird Lizenzen für zentrale Softwareplattformen liefern, darunter die E&P-Software Petrel*, die E&P-Wissensbasis Studio*, die Software GeoX* für die Einschätzung von Erkundungsrisiken und Ressourcen sowie die Software PetroMod* für die Erstellung von Erdöl-Systemmodellen.

In Mexiko unterzeichnete Statoil Gulf of Mexico LLC Exploration einen Vertrag für die Lizenzierung eines großen Teils des Wide-Azimuth-Multiclient-Projekts (WAZ) in der Tiefsee WesternGeco Campeche. Dieses Dreijahres-Projekt ist die erste WAZ-Multiclient-Broadband-Erhebung im mexikanischen Teil des Golfs von Mexiko und erfolgt, nachdem die Regierung zum ersten Mal die Lizenzrunden für Nichtregierungsunternehmen eröffnet hat. Teil der Statoil-Lizenz ist auch die Kooperation mit WesternGeco in der seismischen Verarbeitungsphase.

In Kuwait vergab die Kuwait Oil Company einen 22 Million US-Dollar schweren Vertrag für die Lieferung und Installation von Liner-Hangers mit hohem Druck und hoher Temperatur für tiefe Gasbohrungen im Erschließungsprojekt Jurassic Gas an Schlumberger. Für dieses technisch anspruchsvolle Projekt werden spezialisierte, äußerst zuverlässige Geräte gebraucht, die in komplexen Bohrlöchern von bis zu 20.000 Fuß Tiefe arbeiten können.

Statoil, Inc. vergab einen Vierjahresvertrag mit zwei Verlängerungen um je ein Jahr für Tanksäuberungs- und Abfallhandhabungsservices für alle seine Versorgungsschiffe an Schlumberger. Teil des schätzungsweise 100 Millionen US-Dollar schweren Vertrages ist die Lieferung des Systems AUTOMATIC TANK CLEANING (ATC) LITE*. Mit diesem auf einen Anhänger montierten System werden Spülwasser und Abfallflüssigkeiten recycelt. Es stellt eine einfach zu bedienende Alternative zur konventionellen Reinigung dar. Das System ATC LITE ist komplett automatisiert. Die Gesundheits- und Sicherheitsrisiken für die Mitarbeiter werden damit ebenso reduziert wie die Umweltrisiken.

 

Reservoir Characterization Group

       
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
 
Dreimonatszeitraum bis   Veränderung
31. Dez. 2015   30. Sept. 2015   31. Dez. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 2.154 $ 2.321 $ 3.265 -7 % -34 %
Betriebsergebnis vor Steuern 520 614 984 -15 % -47 %
Operative Marge vor Steuern 24,2 % 26,4 % 30,1 % -230 bps -600 bps
Rückgang der operativen Marge 56 % 42 %
 

Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in Höhe von 2,2 Milliarden US-Dollar gingen im Vergleich zum Vorquartal um 7 Prozent zurück, vor allem aufgrund anhaltender Kürzungen bei den Erkundungsausgaben, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter, schwacher Währungen, sowie von Störungen des Betriebs aufgrund erschöpfter Kundenbudgets, die die Wireline-Aktivitäten beeinträchtigten, insbesondere in den Gebieten Europa/GUS und Afrika sowie Naher und Mittlerer Osten und Asien. Dieser Rückgang wurde teilweise durch seismische Erhebungen im Meer und Umsätze bei seismischen Multiclient-Lizenzen in Mexiko aufgewogen. Die Produkt- und Softwareumsätze zum Jahresende waren im Vergleich zu früheren Jahren großteils verhalten.

Die operative Marge vor Steuern von 24,2 Prozent ging im Vergleich zum Vorquartal um 230 bps zurück, da der Beitrag seismischer Multiclient-Umsätze mit hoher Marge durch einen Rückgang der Wireline-Services mit hoher Marge mehr als aufgewogen wurde. Der Rückgang der operativen Marge war mit 56 Prozent höher als im letzten Quartal, da die Aktivitäten durch abrupte Störungen des Betriebs beeinträchtigt waren, die begrenzte Aussichten für zügige Kostenanpassungen boten.

Während des Quartals waren einige Technologien von Reservoir Characterization für Kunden hilfreich bei der Charakterisierung komplexer Reservoirs, der Optimierung der Bohrförderung und der Reservoirgewinnung sowie bei der Verbesserung der betrieblichen Effizienz.

Im Irak führte Wireline die digitalen Slickline-Förderungsservices LIVE PL* für die Rumaila Operating Organization im Rumaila-Feld ein. Mit Hilfe der Technologie LIVE PL konnten für Bohrungen, bei denen Memory-Logging bisher die einzige Option war, Förderungs-Logs in Echtzeit erstellt werden. Die eingeplante Einschlusszeit für die Aktion betrug 400 Stunden; es waren jedoch nur 100 Stunden erforderlich. Infolgedessen konnte der Kunde die Förderung zwölf Tage früher als geplant wieder aufnehmen und so einen Produktionsausfall von 18.000 Barrel (bbl) vermeiden.

Vor der indischen Küste führte Wireline die Post-Perforierungs-Technologie P3* ein, um Perforierungen bei einer Bohrung für ONGC Ltd. Indien im B-193-Feld vorzunehmen. Unter hohen Sauergasbedingungen konnte mit P3 nach zwei Durchgängen in einem Niedrigdruck-Reservoir mit ausgewogenen Bohrlochflüssigkeiten ein hoher dynamischer Unterdruck erzeugt. Bei der P3-Technologie wurde das System PURE* für saubere Perforierungen eingesetzt, um Perforierungsablagerungen und Bruchzonenschäden zu beseitigen. Infolgedessen konnte der Kunde eine Steigerung der Ölförderung um 330 Prozent und eine Erhöhung des Drucks am Rohrende um 250 Prozent erzielen.

Im britischen Teil der Nordsee nutzte Wireline eine Kombination verschiedener Technologien für TAQA, um eine äußerst lange Bohrung im Pelican-Feld vorzunehmen. Das polymerummantelte Wireline-Monokabel des Typs StreamLINE*, dessen Reibungskoeffizient halb so groß ist wie beim entsprechenden geflochtenen Standardseil zur Senkung des Kabeldrucks, ermöglichte die Bereitstellung des 293 Fuß langen, 3.912 Pfund schweren Perforierungsstrangs und konnte dank dessen Polymerbeschichtung das Risiko von Beschädigungen des Antikorrosionsmantels reduzieren. Außerdem konnte die Penetration in den belasteten Felsformationen zugunsten maximaler Wassereinspritzung mit der Hohlladetechnologie PowerJet Nova* für extratiefe Penetration erhöht werden. Infolgedessen konnte der Kunde durch den Abschluss der Bohrung in zwei statt sieben Durchgängen Einsparungen im Zusammenhang mit der Bohrzeit erzielen.

Im norwegischen Teil der Nordsee setzte Wireline die heterodyne verteilte Vibrationssensortechnologie (hDVS, heterodyne Distributed Vibration Sensing) für Statoil bei mehreren Bohrungen im Kvitebjørn-Feld ein. Mit Hilfe der hDVS-Technologie war die Aufzeichnung vertikaler seismischer Profilerhebungen mit optischen Fasern möglich, die bereits im Bohrloch installiert waren. So konnte Bohrzeit eingespart werden. Diese Erhebungen wurden unter Verwendung des vielseitigen Services VSI* für seismische Bildgebung vorgenommen und lieferten präzise Kalibrierungsinformationen und ermöglichten die Bildgebung nahe dem Bohrloch, so dass die seismischen Erkenntnisse für die laufende Nahfelderkundung verbessert werden konnten. Die gemeinsamen Arbeiten mit VSI und hDVS konnten im Vergleich zu vier Tagen mit konventionellen Methoden für vertikale seismische Bildgebung in 20 Stunden fertiggestellt werden. Infolgedessen erhielt der Kunde zusätzliche seismische Kalibrierungsinformationen und sparte potentiell 1,5 Millionen US-Dollar ein, was drei Tagen Bohrzeit entsprach.

In Venezuela führte Completions and Testing die Technologie P3 PURE für kontrollierte Implosionen nach der Perforierung ein, um Perforierungen für PDVSA in einem Bohrloch im Feld El Furrial im Osten Venezuelas durchzuführen. Frühere Versuche des Unternehmens, eine bessere Kommunikation mit dem Reservoir herzustellen, waren nicht erfolgreich gewesen. Dank der mit Coiled-Tubing eingesetzten P3-Technologie war eine tiefe und effiziente chemische Stimulation der ausgewählten Reservoirabschnitte möglich. Nach Einsatz dieses Verfahrens profitierte der Kunde von Steigerungen des Bohrlochkopfdrucks von bis zu 1.500 psi.

In Algerien führte Wireline für Sonatrach die Radialsondentechnologie Saturn* 3D ein, um in Reservoirs mit geringer Permeabilität und hohem Überdruck Proben zu entnehmen. Mit der Saturn-Technologie werden die Formationstests auf Flüssigkeiten und Reservoirumgebungen erweitert, die früher mit konventionellen Formationstestern unzugänglich waren. Zum ersten Mal konnte der Kunde Begrenzungen des Differentialdrucks überwinden, indem für Werkzeug und Probenflüssigkeit bei niedrigen Mobilitäten von bis zu 0,02 mD/Cp ein Unterschied von 7.500 psi realisiert wurde. Infolgedessen konnten erschöpfte Abschnitte des Reservoirs ermittelt werden, was für Sonatrach Erkenntnisse über den Untergrund brachte.

Vor der Küste Brasiliens unterstützte die Reservoir Characterization Group Petrobras bei der Durchführung des Pre-Salt-Wireline-Loggings für die weltweit erste Untersuchung einer Tiefseeformation mit Managed-Pressure-Drilling-Services (MPD). Die Kontrollgeräte für den Bohrlochkopfdruck von Schlumberger wurden erstmals in das MPD-System integriert. Dies erlaubte die erfolgreiche Durchführung zweier Openhole-Logging-Durchgänge mit einem kontrollierten Bohrlochkopfdruck von 150 psi. Diese Technologie war wichtig für die Reduzierung von während der Formationsauswertung auftretenden Sicherheitsrisiken. Infolgedessen besitzt der Kunde jetzt wesentliche Informationen zur Charakterisierung des Reservoirs und zur Senkung des Risikos bei der Erschließung des Feldes.

In Abu Dhabi führte SIS erfolgreich die Bereitstellung des Projekts Exploration & Production Information Solutions (EXPRIS) für die Abu Dhabi National Oil Company und seine operativen Gesellschaften durch. Der Vertrag wurde im Jahr 2012 an SIS vergeben und zieht die Bereitstellung für mehr als 1.000 Nutzer mit sich, die damit effizienten und intuitiven Zugriff auf eine Vielzahl von geophysischen, geologischen, und bohrungsrelevanten Daten sowie Felddaten zu Bohrlochkomplettierung, Analysen von Flüssigkeitsproben, Bohrlochtests und Förderung erhalten. EXPRIS baut auf dem E&P-Datenmanagement und den Liefersystemen von ProSource* auf und erlaubt es den Nutzern, die Daten für weitere technische Anwendungen zu nutzen. So können für die Benutzer die Produktivität und die Teamintegration erhöht werden.

       

Drilling Group

 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
 
Dreimonatszeitraum bis   Veränderung
31. Dez. 2015   30. Sept. 2015   31. Dez. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 2.953 $ 3.219 $ 4.576 -8 % -35 %
Betriebsergebnis vor Steuern 494 594 947 -17 % -48 %
Operative Marge vor Steuern 16,7 % 18,4 % 20,7 % -173 bps -398 bps
Rückgang der operativen Marge 38 % 28 %
 

Die Umsätze der Drilling Group in Höhe von 3,0 Milliarden US-Dollar sanken im Vergleich zum Vorquartal um 8 Prozent, vor allem aufgrund eines Rückgangs der Bohraktivität, des beständigen Preisdrucks, des Beginns der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter, schwacher Währungen, sowie von Störungen des Betriebs aufgrund erschöpfter Kundenbudgets, die die Umsätze von Drilling & Measurements und M-I SWACO beeinträchtigten, vor allem in den Gebieten Europa/GUS und Afrika sowie Naher und Mittlerer Osten und Asien.

Die operative Marge vor Steuern von 16,7 Prozent schrumpfte um 173 bps im Vergleich zum Vorquartal, da die Umsätze aufgrund von Preisschwäche und abrupten Betriebsstörungen zurückgingen, die zu einem Rückgang der operativen Marge um 38 Prozent führten.

Neue Technologien der Drilling Group steigerten die Leistung im Laufe des Quartals in einigen Regionen durch eine Verbesserung der Bohreffizienz, Optimierung der Bohrlochplatzierung und die Sicherung der Integrität der Bohrlöcher.

In Mexiko führte Drilling & Measurements den Service GeoSphere* für Reservoir-Mapping während des Bohrens für PEMEX in einer horizontalen Bohrung in einem Ölfeld vor der Küste von Tabasco ein, die für ihre geologische Komplexität und die Risiken beim Bohren bekannt ist. Bei früheren Bohrkampagnen mit konventionellen Bohrmethoden gab es häufig unterirdische Risiken, unter anderen durch Shale-Outs im Ölschiefer, so dass genaue Bohrlochplatzierungen äußerst anspruchsvoll wurden. Mit der GeoSphere-Technologie, die in diesem Feld und für PEMEX in Mexiko zum ersten Mal eingesetzt wurde, konnten die geologischen Unsicherheiten reduziert werden. Die gewünschten Sandschichten wurden im gesamten Reservoirabschnitt dokumentiert, so dass eine optimale Steuerung der Bohrung innerhalb des Reservoirs möglich war. Die von der GeoSphere-Technologie gelieferten Informationen erlaubten außerdem eine präzise Untersuchung von Struktur und Dicke der Lithologie. So konnten das geologische Modell aktualisiert sowie Konzept und Planung anschließend vorgenommener Bohrungen in dem Gebiet optimiert werden.

Vor der norwegischen Küste setzte Drilling & Measurements das steuerbare Rotary-System PowerDrive X6* für Statoil, Inc. ein, um eine Bohrung im Valemon-Feld vorzunehmen. Mit der Technologie PowerDrive X6 kann das Drehmoment der Bohrung reduziert werden, um Leistung und Zuverlässigkeit zu verbessern. Außerdem lieferte die integrierte Plattform für die Konzipierung von Bohrspitzen IDEAS* eine vierdimensionale Simulation der Schnittstelle. So konnte die Technologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen mit dem System PowerDrive X6 kombiniert werden, um die Gesamtlänge der Bohrung und den Bohrfortschritt zu verbessern. Der Bohrfortschritt übertraf nicht nur die Erwartungen des Kunden, sondern sorgte auch für die Aufstellung eines 24-Stunden-Bohrrekords von 52,69 m/h.

Im norwegischen Teil der Nordsee nutzte Bits & Drilling Tools den Thru-Tubing-Turbobohrer Neyrfor TTT* für BP, um die Ölförderung in einem Bohrloch im Ula-Feld wiederaufzunehmen. Mit der Technologie Neyrfor TTT konnte ein Zufluss von über 60 Kubikmetern ölbasierter Bohrflüssigkeit aus dem Bohrloch entfernt werden, und mit einer hohen Stickstoffquote konnten Niedrigdruckbedingungen hergestellt werden. Außerdem wurde mit CIRP*-Geräten für Einschub und Entfernung unter Druck bei der Fertigstellung ein 900 m langer Abschnitt des Bohrlochs perforiert, so dass die Perforierungspistolen entfernt werden konnten, ohne das Bohrloch zu zerstören. Der Kunde erreichte eine Erhöhung der Ölförderung, die dreimal so hoch war als ursprünglich erwartet.

In Rumänien nutzte Lukoil Schlumberger Seismic Guided Drilling* (SGD) für die Integration von Erdbeben- und Downhole-Messungen an der Oberfläche beim Bohren in Kombination mit den Echtzeit-Schlammgewicht-Fenster-Monitoringservices von Geoservices bei der erfolgreichen Durchführung zweier Bohrungen im Schwarzen Meer. Bei der ersten Bohrung wurde mit dem SGD-Service ein Anstieg des Porendrucks und daraufhin günstige Druckverhältnisse prognostiziert, während gleichzeitig die Reservoir-Zielposition um über 40 m korrigiert wurde, so dass der Kunde gemäß Bohrplan bis zur Gesamttiefe (TD, Total Depth) bohren konnte. Bei der zweiten Bohrung trugen Schätzungen des Drucks von SGD zur Bestimmung des optimalen Schlammgewichts bei, so dass die Zielpositionen um bis zu 60 m verbessert werden konnten und der Kunde die TD im Reservoir bedeutend vor dem geplanten Zeitpunkt erreichte.

In Russland verwendete M-I SWACO die Trenntechnologie für Fluid und Bohrgut SCREEN PULSE* für Investgeoservis CJSC. Die Technologie SCREEN PULSE ist eine Nachrüstinstallation, mit der verbleibende Bohrflüssigkeit aus Bohrgut in den Schiefer-Schüttelsieben gesammelt und zurück in das Kreislaufsystem geleitet wird. Diese Technologie wurde bei zwei separaten Projekten verwendet und erlaubte es dem Kunden, die Menge der Bohrabfälle um 26 Prozent zu reduzieren. So entstanden niedrigere Kosten bei Verdünnung, Verfahren, Transport und Entsorgung.

In Kasachstan führte Drilling & Measurements den Service StethoScope* für den Formationsdruck beim Bohren für zwei horizontale Bohrungen ein, die für Karachaganak Petroleum Operating B.V. vorgenommen wurden. Mit dieser Technologie konnten Druckmessungen in Echtzeit vorgenommen werden, um Profile zu generieren, die mit anderen Logs kombiniert wurden, um den dynamischen Reservoirdruck zu modellieren. Dies ist für die Optimierung der Gewinnung von entscheidender Bedeutung. Der Kunde profitierte aufgrund einer Reduzierung der Bohrzeit von geschätzten Einsparungen von 700.000 US-Dollar und konnte gleichzeitig das Betriebsrisiko mindern.

Im Irak nutzte Schlumberger die Technologie StingBlade mit konischen Diamantelementen für BP, um die Notwendigkeit zu bewältigen, mehrere Bohrdurchgänge im Rumaila-Feld durchzuführen. Mit der StingBlade-Technologie konnten dank hervorragender Abnutzungsbeständigkeit die Gesamtlänge der Bohrung und der Bohrfortschritt erhöht werden. Infolgedessen konnte der Kunde einen kompletten Bohrabschnitt in einem einzigen Bohrabschnitt bohren, wobei sich der Bohrfortschritt im Vergleich zum durchschnittlichen Bohrfortschritt von Ausgleichsbohrungen um 63,5 Prozent verbesserte. Der Kunde konnte so über drei Tage Bohrzeit einsparen.

In China nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für Formationsauswertung, Bohrlochplatzierung und Bohroptimierung für Newfield Exploration Limited, um neun Bohrlöcher im Rahmen der Felderschließungskampagne LF7-2 zu bohren. Die Multifunktionstechnologie EcoScope* für Logging während des Bohrens, die Technologie PeriScope* für Mapping der Lagergrenzen und die steuerbare Rotary-System-Technologie PowerDrive Orbit* wurden genutzt, um die horizontalen Bohrlöcher im obersten Bereich des Reservoirs auf optimale Weise jeweils in einem einzigen Durchgang zu steuern, so dass keine Sidetracks nötig waren. Durch die Bohrleistung der Kampagne wurde auch der Gesamt-Bohrfortschritt erhöht, so dass der Kunde elf Tage Bohrzeit sparen konnte. Dies bedeutete Zeiteinsparungen von 10 Prozent gegenüber dem ursprünglichen Bohrplan.

         

Production Group

 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
 
Dreimonatszeitraum bis   Veränderung
31. Dez. 2015     30. Sept. 2015     31. Dez. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 2.671 $ 2.974 $ 4.863 -10 % -45 %
Betriebsergebnis vor Steuern 303 330 898 -8 % -66 %
Operative Marge vor Steuern 11,3 % 11,1 % 18,5 % 24 bps -713 bps
Rückgang der operativen Marge 9 % 27 %
 

Die Umsätze der Production Group von 2,7 Milliarden US-Dollar sanken im Vergleich zum Vorquartal um 10 Prozent, wobei 80 Prozent des Rückgangs auf einen weiteren Rückgang bei den Aktivitäten auf dem nordamerikanischen Festland zurückzuführen waren, da erschöpfte Kundenbudgets zu einem weiteren Rückgang der Zahl der Bohranlagen und erhöhtem Preisdruck führte. Die Marktpreise für Druckpumpenservices sanken auf noch unhaltbarere Niveaus.

Die operative Marge vor Steuern von 11,3 Prozent stieg im Vergleich zum Vorquartal um 24 bps, trotz geringerer Aktivität und erhöhter Preisschwäche bei den Druckpumpenservices. Der Rückgang der operativen Marge im Vergleich zum Vorquartal verbesserte sich um 9 Prozent, da der Rückgang der Marge bei den Druckpumpenservices durch die Kombination von durch Anlagerung zunehmenden Beiträgen von Projekten des Schlumberger Production Management in Lateinamerika sowie höheren Nettoerträgen aus dem OneSubsea-Joint-Venture großteils aufgewogen wurde.

Mit Hilfe von Technologien der New Production Group konnten die Kunden im Laufe des Quartals technische Herausforderungen durch Beschleunigung der Förderung, verbesserte Gewinnung und höhere betriebliche Effizienz meistern.

Im Südosten Kuwaits führte Well Services in einem Sandsteinreservoir im Greater Burgan Field mit der Flow-Kanal-Technologie HiWAY* ein Fracturing-Verfahren großen Maßstabs für die Kuwait Oil Company durch. Mit Hilfe der HiWAY-Technologie konnten die Herausforderungen durch Platzierung und Stützmittel-Rückflüsse bewältigt werden, die gewöhnlich bei konventionellen Methoden für hydraulisches Fracturing auftreten. Nach dem Fracturing-Verfahren erreichte die Ölförderung bei der Bohrung einen natürlichen, kontinuierlichen Fluss von 3.000 bbl/d (Barrel/Tag).

In Tunesien führte Well Intervention Stimulationsverfahren bei zwei Bohrungen für Serept im Ashtart-Feld durch. In dem Reservoir herrschte eine hohe Temperatur, und es war eine präzise Auswahl des Fluids erforderlich, während die fokussierten Fluidströme mit hoher Energie des technisierten Hochdruck-Jetting-Service Jet Blaster* die präzise Platzierung des Stimulationsfluids tief in der Reservoirmatrix ermöglichten. Infolgedessen überstieg die Förderung nach dem Verfahren die Kundenerwartungen mit einer vierfachen Erhöhung in einem Bohrloch und doppelt so hoher Förderung im zweiten.

In Ecuador setzte Well Services den Fracturing-Service DualSTIM* im Rahmen einer Fertigstellungsstrategie für Petroamazonas ein, um den Rückgang der Förderung im Parahuacu-Feld zu bewältigen. Die DualSTIM-Technologie nutzte wasserbasierte Fluide zur Stimulation dieses stark erschöpften Reservoirs, das eine mittlere Permeabilität sowie einen Lehmgehalt aufweist, der sensibel für hohe Wasserkonzentrationen ist. Seit Beginn der Kampagne mit mehreren Bohrungen im Jahr 2014 hatte der Einsatz der DualSTIM-Technologie in Verbindung mit hydraulischem Fracturing einen Anstieg der kumulativen Ölmenge um über 400.000 bbl zur Folge.

Ebenfalls in Ecuador nutzte Well Services die integrierten Zonenisolierungs-Services Invizion* für das Shushufindi Consortium bei einer Bohrung im Aguarico-Feld. Mit der Invizion-Technologie konnten Zementierungsarbeiten in Echtzeit verfolgt und ausgewertet werden, so dass die Ergebnisse interpretiert werden konnten. Außerdem ermöglichte die Technologie die Integration der Bohrlochdaten für die Ermittlung von Problemen mit der Zonenisolierung sowie die Auswertung potentieller kurz- oder langfristiger Auswirkungen.

Anderswo in Ecuador nutzte Well Intervention die vereinfachte Sandstein-Stimulationstechnologie OneSTEP* für Orion Energy, um Schäden zu beseitigen und ein Problem mit dem Flüssigkeitstransport in einem Bohrloch zu bewältigen, ohne dass die Integrität der elektrischen Tauchpumpe beeinträchtigt wird. Konventionelle Stimulationsverfahren wurden damit unrentabel. Bei der OneSTEP-Technologie wird nur eine einzige Fluidlösung verwendet, um Bohrlochschäden zu entfernen, so dass eine einheitlichere Stimulation von Sandsteinreservoirs mit einem geringeren Risiko der Desintegrierung des Gesteins möglich ist. Der Kunde verdoppelte die Förderung und konnte dabei das Grundsediment und -wasser bei 0,1 Prozent halten.

Vor der Küste Gabuns nutzte Schlumberger Completions eine integrierte Lösung für VAALCO Energy, um im Rahmen der Erschließung des Etame-Felds drei horizontale Bohrungen durchzuführen. Zu der Lösung gehörten Bohrflüssigkeiten, Fertigstellung und künstliche Lifttechnologien für diese Openhole-Kiesbelag-Fertigstellung. Insbesondere beim integrierten Wasserreinigungssystem AquaPac* wurde Salzsole genutzt, um Kies zu transportieren und über vorinstallierte Siebe zu spülen und die Förderung von Sand zu verhindern. Die Technologie FloPro NT* wurde verwendet, um große Mengen von Bohrgut aus dem Reservoirabschnitt zu transportieren. Beim Betrieb wurden die Bohrlöcher vom Kies gereinigt, und die Produktivität entsprach den Erwartungen des Kunden.

           

Finanzübersicht

 
Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung
 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
 
Viertes Quartal Zwölfmonatszeitraum
Zeiträume bis 31. Dezember     2015   2014     2015   2014
 
Umsatz $ 7.744 $ 12.641 $ 35.475 $ 48.580
Zinsen und sonstige Erträge 81 71 236 291
Ausgaben
Umsatzkosten 6.292 9.691 28.321 37.398
Forschung und technische Entwicklung 276 324 1.094 1.217
Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten 132 122 494 475
Wertminderungen und Sonstiges (1) 2.136 1.773 2.575 1.773
Zinsen       91       87       346     369  
Gewinn (Verlust) vor Steuern $ (1.102 ) $ 715 $ 2.881 $ 7.639
Ertragssteuern (Verluste) (1)       (113 )     398       746     1.928  
Erträge (Verluste) aus laufender Geschäftstätigkeit (989 ) 317 2.135 5.711
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit       -       -       -     (205 )
Nettogewinn/(-verlust) (989 ) 317 2.135 5.506
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen       27       15       63     68  
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn (-verlust)     $ (1.016 )   $ 302     $ 2.072   $ 5.438  
 
Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt zuzuordnen:
Erträge (Verluste) aus laufender Geschäftstätigkeit (1) $ (1.016 ) $ 302 $ 2.072 $ 5.643
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit       -       -       -     (205 )
Nettogewinn/(-verlust)     $ (1.016 )   $ 302     $ 2.072   $ 5.438  
 
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger
Erträge (Verluste) aus laufender Geschäftstätigkeit (1) $ (0,81 ) $ 0,23 $ 1,63 $ 4,31
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit       -       -       -     (0,16 )
Nettogewinn/(-verlust)     $ (0,81 )   $ 0,23     $ 1,63   $ 4,16  
 
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)     $ 963     $ 1.065     $ 4.078   $ 4.094  
 
(1) Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.
(2) Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
Siehe „Ergänzende Informationen” für Details zu ausstehenden Aktien.
         
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
 
(Angaben in Millionen)
 
31. Dez. 31. Dez.
Aktiva     2015       2014
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 13.034 $ 7.501
Forderungen 8.780 11.171
Sonstiges aktuelles Umlaufvermögen       5.098         6.022
26.912 24.694
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 418 442
Anlagevermögen 13.415 15.396
Seismische Multiclient-Daten 1.026 793
Firmenwert (Goodwill) 15.605 15.487
Immaterielle Werte 4.569 4.654
Sonstige Vermögenswerte       6.060         5.438
      $ 68.005       $ 66.904
 
Passiva              
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 7.727 $ 9.246
Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer 1.203 1.647
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 4.557 2.765
Auszuschüttende Dividenden       634         518
14.121 14.176
Langfristige Verbindlichkeiten 14.442 10.565
Pensionsnebenleistungen 1.434 1.501
Latente Steuern 1.075 1.296
Sonstige Verbindlichkeiten       1.028         1.317
32.100 28.855
Eigenkapital       35.905         38.049
      $ 68.005       $ 66.904

Nettoverbindlichkeiten

„Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmitteln, kurzfristiger Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltener festverzinslicher Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten.

Einzelheiten zu Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen hier:

 
(Angaben in Millionen US-Dollar)
           

Zeiträume bis 31. Dezember

    Zwölf

Monate

2015

  Viertes

Quartal

2015

  Zwölf

Monate

2014

Erträge (Verluste) aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen $ 2.135 $ (989 ) $ 5.711
Wertminderungen und andere Belastungen abzüglich Steuern   2.218     1.835     1.639  
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen,
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 4.353 846 7.350
Wertminderungen und Abschreibungen (1) 4.078 963 4.094
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 438 112 355
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 326 76 329
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (346 ) (54 ) (390 )
(Rückgang) Erhöhung von Betriebskapital (2) (478 ) 31 (36 )
Sonstige   434     204     (507 )
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit   8.805     2.178     11.195  
 
Kapitalaufwendungen (2.410 ) (627 ) (3.976 )
SPM-Investitionen (953 ) (603 ) (740 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten   (486 )   (150 )   (321 )
Freier Cashflow (3)   4.956     798     6.158  
 
Aktienrückkaufprogramm (2.182 ) (398 ) (4.678 )
Ausgeschüttete Dividenden (2.419 ) (633 ) (1.968 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen   448     25     825  
  803     (208 )   337  
 
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten (478 ) (154 ) (1.501 )
Ausgelaufene Geschäftstätigkeit – Vereinbarung mir dem US-Justizministerium (233 ) - -
Sonstige   (252 )   19     220  
Anstieg der Nettoverbindlichkeiten (160 ) (343 ) (944 )
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums   (5.387 )   (5.204 )   (4.443 )
Nettoverbindlichkeiten $ (5.547 ) $ (5.547 ) $ (5.387 )
 
Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten    

31. Dez.
2015

 

30. Sept.
2015

 

31. Dez.
2014

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 13.034 $ 6.605 $ 7.501
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 418 439 442
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (4.557 ) (4.761 ) (2.765 )
Langfristige Verbindlichkeiten   (14.442 )   (7.487 )   (10.565 )
$ (5.547 ) $ (5.204 ) $ (5.387 )
   
(1) Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
 
(2) Enthält Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 810 Millionen US-Dollar im zum 31. Dezember 2015 zu Ende gegangenen Zwölfmonatszeitraum und 205 Millionen US-Dollar im vierten Quartal 2015.
 
(3) Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und Kosten kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass es sich hierbei um eine wichtige Maßnahme handelt, da sie sich auf Gelder bezieht, die zur Reduzierung von Verbindlichkeiten und Verfolgung von Gelegenheiten zur Verfügung stehen, die den Aktionärswert durch Akquisitionen und Ausschüttungen an Aktionäre durch Aktienrückkäufe und Dividenden steigern.

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum Gesamtjahr und zum vierten Quartal 2015 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:

 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
                   
Viertes Quartal 2015
Vor Steuern   Steuer  

Minderh.
beteiligungen

  Netto     Verwässert

Gewinn je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 1.034 $ 188 $ 27 $ 819 $ 0,65  
Wertminderungen auf Vermögenswerte (776 ) (141 ) - (635 )
Belegschaftsverkleinerung (530 ) (51 ) - (479 )
Wertberichtigungen von Beständen (269 ) (27 ) - (242 )
Wertminderungen bei SPM-Projekt in Kolumbien (182 ) (36 ) - (146 )
Schließung von Anlagen (177 ) (37 ) - (140 )
Geopolitische Ereignisse (77 ) - - (77 )
Vertragsbeendigungen (41 ) (2 ) - (39 )
Sonstige   (84 )     (7 )     -     (77 )

Verluste aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen

$ (1.102 )   $ (113 )   $ 27   $ (1.016 ) $ (0,81 )
 
Zwölfmonatszeitraum 2015
Vor Steuern   Steuer  

Minderh.
beteiligungen

  Netto     Verwässert

Gewinn je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 5.456 $ 1.103 $ 63 $ 4.290 $ 3,37  
Belegschaftsverkleinerung (920 ) (107 ) - (813 )
Wertminderungen auf Vermögenswerte (776 ) (141 ) - (635 )
Wertberichtigungen von Beständen (269 ) (27 ) - (242 )
Wertminderungen bei SPM-Projekt in Kolumbien (182 ) (36 ) - (146 )
Schließung von Anlagen (177 ) (37 ) - (140 )
Geopolitische Ereignisse (77 ) - - (77 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (49 ) - - (49 )
Vertragsbeendigungen (41 ) (2 ) - (39 )
Sonstige   (84 )     (7 )     -     (77 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 2.881     $ 746     $ 63   $ 2.072   $ 1,63  
 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
                   
Viertes Quartal 2014
Vor Steuern   Steuer  

Minderh.
beteiligungen

  Netto     Verwässert

Gewinn je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 2.488 $ 532 $ 15 $ 1.941 $ 1,50
Umstrukturierung von WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (472 ) - - (472 )
Belegschaftsverkleinerung (296 ) (37 ) - (259 )
Wertminderungen des SPM-Projekt   (199 )     (72 )     -     (127 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 715     $ 398     $ 15   $ 302   $ 0,23
 
Zwölfmonatszeitraum 2014
Vor Steuern   Steuer  

Minderh.
beteiligungen

  Netto     Verwässert

Gewinn je Aktie

Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 9.412 $ 2.062 $ 68 $ 7.282 $ 5,57
Umstrukturierung von WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (472 ) - - (472 )
Belegschaftsverkleinerung (296 ) (37 ) - (259 )
Wertminderungen des SPM-Projekt   (199 )     (72 )     -     (127 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 7.639     $ 1.928     $ 68   $ 5.643   $ 4,31
 
Produktgruppen
(Angaben in Millionen)
 
      Dreimonatszeitraum bis
31. Dez. 2015   30. Sept. 2015   31. Dez. 2014
Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Reservoir Characterization $ 2.154 $ 520 $ 2.321 $ 614 $ 3.265 $ 984
Bohrungen 2.953 494 3.219 594 4.576 947
Förderung 2.671 303 2.974 330 4.863 898
Ausbuchungen und Sonstiges (34 )   (29 ) (42 )   (17 ) (63 )   (48 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.288 1.521 2.781
Konzern und Sonstiges - (179 ) - (198 ) - (221 )
Zinserträge(1) - 8 - 8 - 8
Zinsaufwendungen(1) - (83 ) - (78 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften   -     (2.136 )   -     -     -     (1.773 )
$ 7.744   $ (1.102 ) $ 8.472   $ 1.253   $ 12.641   $ 715  
 
Geographische Gebiete
(Angaben in Millionen US-Dollar)
 
      Dreimonatszeitraum bis
31. Dez. 2015   30. Sept. 2015   31. Dez. 2014
Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Nordamerika $ 1.955 $ 139 $ 2.273 $ 202 $ 4.324 $ 849
Lateinamerika 1.407 324 1.422 295 2.053 429
Europa/GUS/Afrika 2.059 428 2.274 505 3.063 683
Naher und Mittlerer Osten und Asien 2.248 507 2.372 641 3.094 877
Ausbuchungen und Sonstiges 75   (110 ) 131   (122 ) 107   (57 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.288 1.521 2.781
Konzern und Sonstiges - (179 ) - (198 ) - (221 )
Zinserträge(1) - 8 - 8 - 8
Zinsaufwendungen(1) - (83 ) - (78 ) - (80 )
Belastungen und Gutschriften   -   (2.136 )   -   -     -   (1.773 )
$ 7.744 $ (1.102 ) $ 8.472 $ 1.253   $ 12.641 $ 715  
 

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

 
Produktgruppen
(Angaben in Millionen US-Dollar)
 
      Zwölfmonatszeitraum bis
31. Dez. 2015   31. Dez. 2014
Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Reservoir Characterization $ 9.501 $ 2.450 $ 12.905 $ 3.708
Bohrungen 13.563 2.538 18.128 3.805
Förderung 12.548 1.585 17.763 3.193
Ausbuchungen und Sonstiges (137 )   (63 ) (216 )   (130 )
Betriebsergebnis vor Steuern 6.510 10.576
Konzern und Sonstiges - (768 ) - (848 )
Zinserträge(1) - 30 - 31
Zinsaufwendungen(1) - (316 ) - (347 )
Belastungen und Gutschriften   -     (2.575 )   -     (1.773 )
$ 35.475   $ 2.881   $ 48.580   $ 7.639  
 
 
Geographische Gebiete
(Angaben in Millionen US-Dollar)
 
Zwölfmonatszeitraum bis
31. Dez. 2015 31. Dez. 2014
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Nordamerika $ 9.811 $ 999 $ 16.151 $ 3.057
Lateinamerika 6.014 1.315 7.699 1.639
Europa/GUS/Afrika 9.284 1.979 12.515 2.765
Naher und Mittlerer Osten und Asien 9.898 2.661 11.875 3.273
Ausbuchungen und Sonstiges 468   (444 ) 340   (158 )
Betriebsergebnis vor Steuern 6.510 10.576
Konzern und Sonstiges - (768 ) - (848 )
Zinserträge(1) - 30 - 31
Zinsaufwendungen(1) - (316 ) - (347 )
Belastungen und Gutschriften   -     (2.575 )   -     (1.773 )
$ 35.475   $ 2.881   $ 48.580   $ 7.639  
 

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

 

Ergänzende Informationen

 

1)

Wie ist ein Rückgang der operativen Marge definiert?

Der Rückgang der operativen Marge entspricht dem Verhältnis der Änderung des Betriebsergebnisses vor Steuern zur Änderung des Umsatzes.
 

2)

Wie hoch war die operative Marge vor Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge im vierten Quartal 2015?

Im vierten Quartal 2015 lag die operative Marge vor Steuern bei 16,6 Prozent. Die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 31 Prozent, und die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahresquartal betrug 32 Prozent.
 

3)

Wie hoch war die operative Marge vor Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge im Gesamtjahr 2015?

Die operative Marge vor Steuern betrug 18,4 Prozent im Gesamtjahr 2015. Die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 31 Prozent.

 

4)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im vierten Quartal 2015?

Der freie Cashflow in Höhe von 798 Millionen US-Dollar, inklusive Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 205 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 94 Prozent im vierten Quartal 2015.
 

5)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im Gesamtjahr 2015?

Der freie Cashflow in Höhe von 4,96 Milliarden US-Dollar, inklusive Abfindungszahlungen in Höhe von etwa 810 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 114 Prozent im Gesamtjahr 2015.
 

6)

Was sind die Erwartungen für Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2016?

Schlumberger erwartet für 2016 Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) in Höhe von 2,4 Milliarden US-Dollar. Die Investitionsausgaben für das Gesamtjahr 2015 betrugen 2,4 Milliarden US-Dollar.
 

7)

Was war in „Zinsen und sonstige Erträge” für das vierte Quartal 2015 enthalten?

Die „Zinsen und sonstigen Erträge“ für das vierte Quartal 2015 beliefen sich auf 81 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 67 Millionen US-Dollar und Zinserträgen in Höhe von 14 Millionen US-Dollar zusammen.
 

8)

Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das vierte Quartal 2015 auszuweisen?

Die Zinserträge in Höhe von 14 Millionen US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um eine Million US-Dollar. Die Zinsaufwendungen in Höhe von 91 Millionen US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um 5 Millionen US-Dollar.
 

9)

Was ist der Unterschied zwischen dem Betriebsergebnis vor Steuern und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern?

Der Unterschied besteht grundsätzlich in Posten, die sich auf den Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten sowie gewissen zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.
 

10)

Wie hoch war der effektive Steuersatz unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften für das vierte Quartal 2015?

Der effektive Steuersatz für das vierte Quartal 2015 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 18,2 Prozent, was im Vergleich zu 20,0 Prozent aus dem dritten Quartal 2015 steht.

 

 

Der effektive Steuersatz für das vierte Quartal 2015 einschließlich Belastungen und Gutschriften betrug 10,2 Prozent.

 

11)

Wie viele Stammaktien waren zum 31. Dezember 2015 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber dem Ende des letzten Quartals?

Mit Stand vom 31. Dezember 2015 gab es 1,256 Milliarden im Umlauf befindliche Stammaktien. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 30. September 2015 bis zum 31. Dezember 2015.
              (Angaben in Millionen)
Zum 30. September 2015 ausgegebene Aktien   1.261
An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien -
Übertragung von Belegschaftsaktien -
Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien -
Aktienrückkaufprogramm (5 )
Zum 31. Dezember 2015 im Umlauf befindliche Aktien 1.256  
 

12)

Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien im vierten Quartal 2015 und im dritten Quartal 2015, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien abgeglichen, wobei die Verwässerung berücksichtigt wird, die bei der Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird?

Das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien während des vierten Quartals 2015 und des dritten Quartals 2015 betrug 1,259 Milliarden beziehungsweise 1,265 Milliarden. Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung.
              (Angaben in Millionen)

Viertes Quartal
2015

     

Drittes Quartal
2015

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien 1.259       1.265
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen 2 3
Gesperrte Belegschaftsaktien 3       4
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.264       1.272
 

13)

 

Wie hoch waren die Multiclient-Umsätze im vierten Quartal 2015?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im vierten Quartal 2015 auf 117 Millionen US-Dollar und im dritten Quartal 2015 auf 60 Millionen US-Dollar.
 

14)

Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des vierten Quartals 2015?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des vierten Quartals 2015 betrug 1,13 Milliarden US-Dollar. Zum Ende des dritten Quartals 2015 betrug er 910 Millionen US-Dollar.
 

15)

Welches sind die Zinssätze und Fälligkeitstermine im Dezember 2015 ausgegebener Schuldverschreibungen in Verbindung mit der Finanzierung eines Teils von Schlumbergers anstehender Übernahme der Cameron International Corporation?

Die Schlumberger Holdings Corporation (SHC), eine indirekte, hundertprozentige US-amerikanische Tochtergesellschaft von Schlumberger Limited, hat im Dezember 2015 fünf Tranchen von Schuldverschreibungen im Gesamtwert von 6 Milliarden US-Dollar ausgegeben. Die Zinssätze und Fälligkeitstermine und lauten wie folgt: Schuldverschreibungen von 1,900 Prozent im Wert von 500 Millionen US-Dollar, fällig 2017, Schuldverschreibungen von 2,350 Prozent im Wert von 1,3 Milliarden US-Dollar, fällig 2018, Schuldverschreibungen von 3.000 Prozent im Wert von 1,6 Milliarden US-Dollar, fällig 2020, Schuldverschreibungen von 3,625 Prozent im Wert von 850 Millionen US-Dollar, fällig 2022, sowie Schuldverschreibungen im Wert von 1,75 Milliarden US-Dollar, fällig 2025.
 

16)

Worauf beziehen sich die verschiedenen Belastungen, die Schlumberger im vierten Quartal 2015 verzeichnet hat?

 

Reduzierung der Belegschaft und mit Anreizen gefördertes Beurlaubungsprogramm:

Auf Grundlage der Prognose für die Aktivitäten im Jahr 2016 sowie zur weiteren Rationalisierung seiner Supportstruktur hat Schlumberger beschlossen, weiter Personal abzubauen und sein mit Anreizen gefördertes Beurlaubungsprogramm (Incentivized Leave of Absence, ILOA) im vierten Quartal 2015 zu erweitern. Infolgedessen verzeichnete Schlumberger im vierten Quartal Abschreibungen in Verbindung mit diesem Personalabbau und dem ILOA-Programm in Höhe von 530 Millionen US-Dollar.
 

Wertminderungen und Restrukturierungsaufwendungen

Aufgrund der Situation auf dem Öl- und Gasmarkt, die sich weiterhin verschlechtert hat, und ihrer Auswirkungen auf die Prognosen zu den Aktivitäten hat Schlumberger beschlossen, dass die Buchwerte bestimmter Aktiva nicht mehr erstattungsfähig waren, und traf ferner bestimmte Entscheidungen, die im vierten Quartal 2015 folgende Wertminderungs- und Restrukturierungsaufwendungen zur Folge hatten:

        -- Wertminderungen auf Vermögenswerte in Höhe von 776 Millionen US-Dollar vor allem im Zusammenhang mit wenig genutzten Druckpumpen und sonstigen Geräten in Nordamerika sowie mit bestimmten niederrangigen Bohrplattformen.
-- Wertberichtigungen des Buchwertes bestimmter Bestände in Höhe von 269 US-Dollar, vor allem in Nordamerika.
-- 182 Millionen US-Dollar zur Senkung des Buchwerts der verbleibenden Investitionen in ein SPM-Projekt in Kolumbien infolge des aktuellen Rückgangs der Warenpreise. Unter weiterer Berücksichtigung der Tatsache, dass die Vertragszeit des Projekts zu Ende geht und die Einnahmekanäle direkt mit den Ölpreisen in Verbindung stehen.
-- 177 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit Anlagen, einschließlich des erwarteten Verkaufs bestimmter Besitztümer und der Beendigung bestimmter Leasingverträge.
-- 77 Millionen US-Dollar für Aktiva, die infolge geopolitischer Probleme in bestimmten Ländern des Nahen und Mittleren Ostens nicht mehr erstattungsfähig sind.
-- 41 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit Terminierungskosten.
-- Sonstige Abschreibungen in Höhe von 84 Millionen US-Dollar in Verbindung mit der aktuellen Marktsituation, einschließlich 40 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit nicht temporären Wertminderungen auf marktfähige Wertpapiere und 15 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit Wertminderungen auf Equitymethoden-Investitionen.
Schlumberger geht nicht davon aus, dass infolge dieser Belastungen durch Wertminderungen und Umstrukturierungen signifikante Barauslagen entstehen werden.
 

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationen für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie weltweit. Mit mehr als 95.000 Mitarbeitern mit über 140 verschiedenen Nationalitäten, die in mehr als 85 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und Dienstleistungspalette von der Erkundung bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag. Das Unternehmen hat im Jahr 2015 einen Umsatz in Höhe von 35,47 Milliarden US-Dollar ausgewiesen. 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 kommt eine Technologie zum Einsatz, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.

Fußnoten

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 22. Januar 2016 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr (US Central Time), das heißt um 9:00 Uhr (Eastern Time) und 15.00 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 230-1059 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 234-9959 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call”. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 21. Februar 2016 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 373076 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören angeboten. Bitte loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz anzumelden. Ebenfalls steht Ihnen auf derselben Website bis zum 31. März 2016 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.

Dieser Ergebnisbericht für das Gesamtjahr und das vierte Quartal 2015 und die Ergänzenden Informationen (Supplemental Information) sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; Wachstum bei Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen Regionen in den einzelnen Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und die Steigerung der Förderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien; Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie; Geschäftsstrategien der Schlumberger-Kunden; Integration von Cameron in unser Unternehmen; erwartete Vorteile der Cameron-Transaktion; Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger; die zukünftige globale Wirtschaftslage; sowie zukünftige Ergebnisse des operativen Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten, unter anderem: die Weltwirtschaftslage; Veränderungen der Ausgaben für die Erkundung und Förderung bei den Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Erkundung und Erschließung von Erdöl- und Erdgas; allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in entscheidenden Regionen der Welt; Preiserosionen; Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren; betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Streichungen; Förderungsrückgänge; Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Öl- und -Gas-Erkundung offshore, radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz; die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Erkundung nicht gerecht werden; das Risiko, dass die vorgesehene Cameron-Fusion nicht erfolgt; negative Auswirkungen der Anhängigkeit der erwogenen Cameron-Fusion; die Möglichkeit, dass die fusionierten Unternehmen nach dem Abschluss der Cameron-Fusion nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden; die Möglichkeit, dass entscheidende Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben; Aufwendungen für die Fusion; sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das Gesamtjahr und das vierte Quartal 2015 und den Ergänzenden Informationen, unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K und anderen Einreichungen bei der Wertpapierbehörde der USA (Securities und Exchange Commission) aufgeführt sind. Falls eines oder mehrere dieser Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht und lehnt jegliche Verpflichtung zur Revision oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten ab.

Die Ausgangssprache, in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die Sprachversion, die im Original veröffentlicht wurde, ist rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen Sprachversion der Veröffentlichung ab.


Useletter

Die Useletter "Morning Xpresso" und "Evening Xtrakt" heben sich deutlich von den gängigen Newslettern ab. Beispiele ansehen bzw. kostenfrei anmelden. Wichtige Börse-Infos garantiert.

Newsletter abonnieren

Runplugged

Infos über neue Financial Literacy Audio Files für die Runplugged App
(kostenfrei downloaden über http://runplugged.com/spreadit)

per Newsletter erhalten



Partner
Indizes
ATX 2312 0.76 % 2300 -0.52% 08:17:59
DAX 10588 0.55 % 10525 -0.60% 08:17:59
Dow 18395 -0.29 % 18404 0.05% 08:17:59
Nikkei 16361 -1.18 % 16595 1.41% 08:17:59
Gold 1325 0.01 % 1321 -0.31% 22:59:57



Fachheft aktuell

Geschäftsberichte