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Samstag, 30. Juli 2016

Börse

BUSINESS WIRE: Schlumberger gibt Finanzergebnisse des zweiten Quartals 2016 bekannt

30.07.2016, 02:33 Uhr

MITTEILUNG UEBERMITTELT VON BUSINESS WIRE. FUER DEN INHALT IST ALLEIN DAS BERICHTENDE UNTERNEHMEN VERANTWORTLICH.

  • Die Umsätze erhöhten sich im Vergleich zum Vorquartal um 10 Prozent auf 7,2 Milliarden US-Dollar
    • Die Übernahme von Cameron trug mit Umsätzen von 1,5 Milliarden US-Dollar bei
  • Gewinn je Aktie:
    • GAAP-Verlust je Aktie von 1,56 US-Dollar
    • Ausschließlich der Kosten und Kredite, Gewinn je Aktie von 0,23 US-Dollar
    • Wertberichtigung bei den Vermögenswerten, Reduzierung der Belegschaft sowie Fusions- und Integrationsbelastungen beliefen sich auf insgesamt 1,79 US-Dollar je Aktie
  • Cashflow:
    • Cashflow aus betrieblichen Aktivitäten von 1,6 Milliarden US-Dollar
    • Freier Cashflow von 0,9 Milliarden US-Dollar
  • Vierteljährliche Dividende von 0,50 US-Dollar je Aktie genehmigt

LONDON --(BUSINESS WIRE)-- 30.07.2016 --

Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute die Ergebnisse für das zweite Quartal 2016 ausgewiesen.

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Dreimonatszeitraum bis  Veränderung
30. Juni 2016  31. März 2016  30. Juni 2015gegenüber Vorquartal  gegenüber Vorjahr
Umsatz$ 7.164$ 6.520$ 9.01010 %**-20 %
Betriebsergebnis vor Steuern$ 747$ 901$ 1.708-17 %-56 %
Operative Marge vor Steuern10,4 %13,8 %19,0 %-340 bps-854 bps
Nettogewinn/(-verlust) (GAAP-Grundlage)$ (2.160)$ 501$ 1.124-531 %-292 %
Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften*$ 316$ 501$ 1.124-37 %-72 %
Verwässerter Gewinn (Verlust je Aktie) (GAAP-Grundlage)$ (1,56)$ 0,40$ 0,88-490 %-278 %
Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Belastungen und Gutschriften*$ 0,23$ 0,40$ 0,88-43 %-74 %
 
*Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt "Belastungen und Gutschriften".
**Gesamteinnahmen ausschließlich der Auswirkungen der Übernahme von Cameron, die am 1. April 2016 abgeschlossen wurde, gingen um 14 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 38 Prozent gegenüber dem Vorjahr zurück.
 

Der Chairman und CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard, kommentierte dazu: "Im zweiten Quartal hat sich das Marktumfeld in den meisten Teilen unserer globalen Aktivitäten verschlechtert, aber trotz fortgesetzter Gegenwinde sieht es so aus, das wir nun die Talsohle dieses Zyklus hinter uns gelassen haben. Wir haben dieses schwierige Fahrwasser gemeistert und nun erneut ein robustes Ergebnis beim Betriebseinkommen vor Steuern, der operativen Marge sowie dem freien Cashflow erwirtschaftet. Diese Leistungen sind das Ergebnis unserer guter Umsetzungsfähigkeit, und gehen in einigen Fällen zu Lasten des Umsatzes, da wir begonnen haben, die Schwerpunkte stärker auf die Überwindung unserer Preiszugeständnisse und die Optimierung unseres Vertragsportfolios zu verschieben.

"Unser Umsatz im zweiten Quartal stieg gegenüber dem Vorquartal um 10 Prozent. Die spiegelt den Umsatz eines vollen Quartals der übernommenen Cameron-Geschäftsbereiche wider, die mit 1,5 Milliarden US-Dollar zum Umsatz beitrugen. Auf einer Pro-Forma-Basis sank der Umsatz um 12 Prozent gegenüber dem Vorquartal, mit einem Rückgang von 20 Prozent für Nordamerika aufgrund der Auftauperiode in Kanada und einem 25-prozentigem Abfall bei der Zahl Förderanlagen auf dem USA-Festland, während der internationale Umsatz um 9 Prozent aufgrund geringerer Aktivität, fortgesetztem Preisdruck und einer massiven Reduzierung unserer Geschäftstätigkeit in Venezuela zurückging. Jedoch verschaffen uns unsere breite geografische Präsenz und unser umfassendes Technologieportfolio weiterhin einzigartige Vorteile, die dazu beigetragen haben, diese Effekte abzuschwächen.

"Bei den Geschäftssegmenten gingen die Umsätze der Gruppen Reservoir Characterization und Production im zweiten Quartal gegenüber dem Vorquartal aufgrund anhaltend geringerer Nachfrage nach explorations- und entwicklungsbezogenen Produkten und Services um 9 Prozent beziehungsweise 11 Prozent zurück, da die E&P-Budgets weiter gesenkt wurden. Der Umsatz der Drilling Group sank um 18 Prozent durch den starken Rückgang bei der Förderanlagenzahl, insbesondere in Nord- und Lateinamerika Der Umsatz der Cameron Group sank auf einer Pro-Forma-Basis um 6 Prozent gegenüber dem Vorquartal aufgrund des sinkenden Auftragsbestands bei Projekten und einer weiteren Aktivitätsabschwächung auf dem US-Festland, die sich auf die kurzzyklischen Geschäftsbereiche auswirkte.

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"Die operative Marge vor Steuern konnte oberhalb von 10 Prozent nach einem Abfall von 340 Basispunkten gegenüber dem Vorquartal gehalten werden, der geringeren Aktivitäten, ungünstigen Preisentwicklungen, einem nachteiligen Aktivitätsmix und der maßgeblichen Reduzierung unserer Geschäftstätigkeit in Venezuela geschuldet war. Der Rückgang beim Quartalsgewinn wurde auf einer Pro-Forma-Basis gegenüber dem Vorquartal auf 38 Prozent begrenzt als ein Ergebnis soliden Kosten- und Ressourcenmanagements, während wir zugleich unserer langfristiges Leistungsvermögen aufrechterhalten konnten. Der Margenrückgang fiel in der Drilling Group am höchsten aus, bei der die Marge um 649 Basispunkte auf 8 Prozent sank. Gegenüber dem Vorquartal fiel die operative Marge vor Steuern der Production Group um 459 bps auf 4 Prozent, die der Reservoir Characterization Group sank um 228 bps auf 17 Prozent, und die Cameron Group berichtete eine Marge von 16 Prozent. Der verwässerte Gewinn je Aktie lag mit 0,23 US-Dollar, ausschließlich von Belastungen und Gutschriften, 43 Prozent niedriger gegenüber dem Vorquartal.

"Als ein Ergebnis sich abschwächender Aktivitäten, ein Trend, der sich den Erwartungen nach über das gesamte Jahr 2016 fortsetzen wird, haben wir weitere maßgebliche Anpassungen bei unserer Kosten- und Ressourcenbasis vorgenommen, dazu gehören die Entlassung von mehr als 16.000 Mitarbeitern im ersten Halbjahr 2016 und eine weitere Verschlankung unserer Verwaltung, Infrastruktur und Kapitalbasis. Das hat zu Restrukturierungskosten in Höhe von 646 Millionen US-Dollar im zweiten Quartal für den Personalabbau sowie zu bargeldlosen Wertminderungsaufwendungen auf Anlagevermögen, Inventar und seismische Multiclient-Daten im Umfang von 1,9 Milliarden US-Dollar geführt. Wir verzeichnen weiterhin 335 Millionen US-Dollar an Fusions- und Integrationskosten im Zusammenhang mit der Cameron-Übernahme.

"Mit dem sich abzeichnenden Abschwung haben wir unseren Schwerpunkt von der Bewältigung sinkender Margen hin zur weiteren Stärkung des Marktanteils verlagert, wo wir einen erheblichen Anstieg bei den gewonnenen Ausschreibungen beobachten. Da die Ölpreise sich seit ihren Tiefstständen im Januar 2016 fast verdoppelt haben, verlagern wir nun unseren Schwerpunkt auf die Überwindung der zeitweilig eingeräumten Preiszugeständnisse und die Neuverhandlung von Verträgen, die nur begrenzt eine langfristige finanzielle Tragfähigkeit versprechen.

"Gleichzeitig werden die Effekte der Kürzungen, die wir bei den E&P-Ausgaben (exploration and production, Exploration und Förderung) gesehen haben, nun in einer sinkenden Ölförderung deutlich sichtbar, so dass wir uns angesichts einer gleichbleibend starken Nachfrage schneller auf ein Missverhältnis zwischen weltweitem Angebot und der Nachfrage nach Öl hinbewegen. Die Trendumkehr wird erhebliche Anforderungen an Leistungsvermögen und Kapazitäten stellen, und ohne eine Preiserholung wird die Servicebranche erhebliche Schwierigkeiten haben, hier Schritt zu halten.

"Bei der Bewältigung dieses Abschwungs haben wir eine Reihe von Maßnahmen ergriffen, die uns für die unvermeidliche Markterholung eine günstige Position sichern. Unsere Bilanzzahlen fallen auch weiterhin solide aus, trotz der Investitionen, die wir in unserem Unternehmen getätigt, und der Gelder, die wir an unsere Aktionäre zurückgezahlt haben. Wir haben unser Technologieportfolio nicht nur durch die im Umfang bedeutende Übernahme von Cameron International erweitert, sondern auch durch eine Reihe kleinerer Übernahmen, die die Entwicklung neuer integrierter Bohrungs- und Produktionstechnologien ermöglichen, dank derer die Kosten pro Barrel weiter sinken werden. Und wir haben die Gelegenheiten zur Transformation im größtmöglichen Umfang ausgenutzt, um maßgebliche Wettbewerbsvorteile zu schaffen und unsere intrinsische Leistungsfähigkeit kontinuierlich zu verbessern.

"Ganz gleich, wie sich die Erholung weiter gestalten wird, müssen die Servicepreise steigen, während zugleich die Notwendigkeit der Betreiber zur Kostenkontrolle in einem Umfeld respektiert werden muss, in dem sich der Ölpreis wahrscheinlich für längere Zeit auf mittlerem Niveau einpendeln wird. Dies bietet eine Gelegenheit, den Mehrwert zu teilen, der gemeinsam durch Zusammenarbeit und Integration geschaffen werden kann. Wir werden daher auch weiterhin sowohl die Art und Weise, wie wir als Unternehmen agieren, als auch die Natur der Arbeiten, die wir ausführen, weiterentwickeln und so sicherstellen, dass wir uns an der Spitze einer Branche behaupten, die im zunehmenden Maße fundamentaler Veränderungen bedarf.

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 0,4 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 72,77 US-Dollar für insgesamt 31 Millionen US-Dollar zurück.

Am 1. April 2016 schloss Schlumberger seine Fusion mit der Cameron International Corporation (Cameron) ab. Mit der Transaktion werden zwei sich ergänzende Technologie-Portfolios zu einem Produkt- und Serviceangebot ("pore to pipeline") kombiniert. Die Fusion wird durch die Integration des Reservoir- und Bohrloch-Know-hows von Schlumberger mit den Bohrturm- und Oberflächenanlagen, der Flusskontroll- und Verarbeitungstechnologie von Cameron zu technologiegetriebenem Wachstum führen. Daraus werden die ersten Komplettsysteme für Bohrung und Förderung der Branche geschaffen, die dank Schlumbergers Know-how im Bereich Ausstattung, Datenverarbeitung, Kontrollsoftware und Systemintegration ermöglicht werden.

Am 1. Juni 2016 gab Schlumberger die Übernahme von Saltel Industries bekannt, einem in den Bereichen Ingenieurwesen, Produktion und Service tätigem Unternehmen, das erweiterbare Patches und Stahlpacker für Öl- und Gasindustrie anbietet. Diese Technologien werden in Produkte und Services innerhalb der Production Group integriert.

Am 2. Juni 2016 verkündetet Schlumberger die Übernahme von Omron Oilfield and Marine Inc. (Omron Oilfield). Omron Oilfield entwickelt, produziert, vermarktet (einschließlich der Bereitstellung von Aftermarket-Support) automatische Antriebs- und Steuersysteme, Kraftwerke und Drillmaschinenkabinen. Das Unternehmen erwartet, dass diese Übernahme für eine Reihe von Quellen die Inbetriebnahme durch Schlumberger wie auch Produktionsprojekte, einschließlich dem der Konstruktion zukünftiger terrestrischer Förderanlagen, beschleunigen wird.

Am 23 Juni 2016 schloss Schlumberger die Übernahme der Coiled-Tubing-Bohranlagen sowie der Coiled-Tubing-Systeme von Xtreme Drilling and Coil Services Corp. (Xtreme) ab. Xtreme betreibt Coiled-Tubing-Bohranlagen in Saudi-Arabien.

Am 20. Juli 2016 stimmte der Vorstand (das Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 US-Dollar je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 14. Oktober 2016 an zum 7. September 2016 eingetragene Aktieninhaber.

Umsatz nach geografischer Aufteilung

Die Umsätze im zweiten Quartal stiegen gegenüber dem Vorquartal um 10 Prozent auf 7,2 Milliarden US-Dollar, wobei der Umsatz in Nordamerika um 19 Prozent und der internationale Umsatz um 8 Prozent stieg. Das schließt den Umsatz eines vollen Quartals der übernommenen Cameron-Geschäftsbereiche ein, die 0,6 Milliarden US-Dollar zum Umsatz in Nordamerika und 1,0 Milliarden US-Dollar zum internationalen Umsatz beitrugen.

      
(Angaben in Millionen US-Dollar)
Wie ausgewiesenDreimonatszeitraum bisVeränderung
30. Juni 201631. März 2016gegenüber Vorquartal
Nordamerika$1.737$1.46419%
Lateinamerika1.0071.280-21%
Europa/GUS/Afrika1.9481.69815%
Naher und Mittlerer Osten und Asien2.4042.00220%
Ausbuchungen und Sonstiges 68 77 
$7.164$6.52010%
 
Umsätze in Nordamerika$1.737$1.46419%
Internationale Umsätze$5.359$4.9798%
          
 

Die folgende Tabelle sowie die Kommentare werden auf Pro-Forma-Basis unter der Annahme präsentiert, dass Cameron am 1. Januar 2016 übernommen wurde.

 
(Angaben in Millionen US-Dollar)
Pro-Forma - einschließlich Cameron im 1. Quartal 2016Dreimonatszeitraum bisVeränderung
30. Juni 201631. März 2016gegenüber Vorquartal
Nordamerika$1.737$2.165-20%
Lateinamerika1.0071.353-26%
Europa/GUS/Afrika1.9482.096-7%
Naher und Mittlerer Osten und Asien2.4042.456-2%
Ausbuchungen und Sonstiges 68 79 
$7.164$8.148-12%
 
Umsätze in Nordamerika$1.737$2.165-20%
Internationale Umsätze$5.359$5.905-9%
 

Nordamerika

Der Pro-Forma-Umsatz für Nordamerika ging gegenüber dem Vorquartal um 20 Prozent bedingt durch die Auftauperiode in Kanada und einem 25-prozentigem Abfall bei Zahl terrestrischer Förderanlagen in den USA zurück. Die Umsätze auf dem Festland sanken um 22 Prozent durch die geringere Aktivität der Drilling Group und der Cameron Group im Kombination mit dem fortgesetzten Preisdruck in der Production Group. Während die Zahl der Frakturierungsabschnitte und die aktiven Druckpumpenflotten um mehr als 15 Prozent gegenüber dem Vorquartal zunahmen, glich ein nachteiliger Job- und Technologiemix in Kombination mit dem bestehenden Preisdruck den Volumenzuwachs mehr als wieder aus. Die Offshore-Umsätze in Nordamerika gingen um 17 Prozent zurück, bedingt durch die geringere Aktivität der Drilling Group, obgleich dies teilweise durch die höheren seismischen Multiclient-Lizenzgebühren von WesternGeco ausgeglichen wurde.

Internationale Gebiete

Die internationalen Pro-Forma-Umsätze sanken um 9 Prozent gegenüber dem Vorquartal, bedingt durch Budgetkürzungen der Kunden, fortwährenden Preisdruck, Betriebsunterbrechungen und die Reduzierung unserer Geschäftstätigkeit in Venezuela.

Die Pro-Forma-Umsätze in der Region Lateinamerika sanken um 26 Prozent gegenüber dem Vorquartal, was hauptsächlich der Reduzierung der Geschäftstätigkeit in Venezuela geschuldet war. Die Aktivität im der übrigen Region ging weiterhin zurück, insbesondere in den GeoMarkets von Mexiko und Mittelamerika sowie Brasilien, da die Zahl terrestrischer und Offshore-Bohranlagen aufgrund der Budgetzwänge der Kunden abgenommen hat. Zudem ging die integrierte Projektarbeit in Mexiko zurück, da Kampagnen beendet und Bohranlagen demobilisiert wurden. Die Drilling Group verzeichnete den stärksten Abfall in der Region, während der Rückgang bei Umsatz der Production Group teilweise durch die erfolgreiche Geschäftsaktivität des Schlumberger Production Management (SPM) ausgeglichen wurde.

Der Pro-Forma-Umsatz der Region Europa/GUS/Afrika sank um 7 gegenüber dem Vorquartal, vor allem in GeoMarkets Nigeria und Golf von Guinea, Zentral- und Westafrika sowie Angola, in denen die Bohranlagenzahlen abnahmen und Projekte endeten. Der Umsatz für den GeoMarket Norwegen und Dänemark ging aufgrund saisonaler Abschaltungen zu Wartungszwecken zurück. Die Umsätze für Russland und Zentralasien nahmen hingegen zu, da die Aktivitäten nach dem winterlichen Abschwung wieder zunahmen und der russische Rubel an Stärke gewann.

Der Pro-Forma-Umsatz für die Region Nahen und Mittleren Osten und Asien sank um 2 Prozent gegenüber dem Vorquartal. Das war hauptsächlich der geringeren Aktivität in der asiatisch-pazifischen Region und im GeoMarket Australien und Papua-Neuguinea geschuldet und im Ergebnis von Kundenbudgetkürzungen und Projektabschlüssen, wobei die Drilling Group durch diesen Rückgang am stärksten betroffen war. Jedoch stieg der Umsatz für den GeoMarket China aufgrund erhöhter Aktivität der Cameron Group. Umsätze aus den GeoMarkets des Nahen und Mittleren Ostens waren im Wesentlichen unverändert, da die erhöhten Aktivitäten für die Production Group und die Reservoir Characterization Group durch Preisnachlässe ausgeglichen wurden.

Reservoir Characterization Group

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis  Veränderung
30. Juni 2016  31. März 2016  30. Juni 2015gegenüber Vorquartal  gegenüber Vorjahr
Umsatz$1.593$1.747$2.510-9%-37%
Betriebsergebnis vor Steuern266331655-20%-59%
Operative Marge vor Steuern16,7%19,0%26,1%-228 bps-943 bps
Rückgang der operativen Marge43%42%
 

Der Umsatz der Reservoir Characterization Group betrug 1,6 Milliarden US-Dollar, dabei stammen 80 Prozent aus internationaler Geschäftstätigkeit. Der Umsatz lag um 9 Prozent niedriger gegenüber dem Vorquartal, hauptsächlich aufgrund der Reduzierung der Geschäftstätigkeit in Venezuela und der Stornierung von Projekten, die sich auf die Aktivitäten von Wireline im internationalen Rahmen auswirkten. Auch die Umsätze von Testing Services und Software Integrated Solutions (SIS) gingen zurück, insbesondere in Lateinamerika. Diese Rückgänge wurden teilweise durch höhere seismische Multiclient-Lizenzverkäufe im US-amerikanischen Golf vom Mexiko und durch Transfergebühren im GeoMarket Brasilien und der Region Europa/GUS/Afrika ausgeglichen.

Die operative Marge vor Steuern von 17 Prozent nahm um 228 Basispunkte (bps) gegenüber dem Vorquartal ab, bedingt durch die reduzierten hoch rentablen Aktivitäten von Wireline und Testing Services insbesondere in Lateinamerika. Die Effekte wurden jedoch teilweise durch verbesserte Rentabilität in WesternGeco durch höhere seismischen Multiclient-Lizenz- und Transfergebühren ausgeglichen, obgleich der Margenverfall unverändert erhöht blieb, da die Gruppe ihr längerfristiges Leistungsvermögen und die petrotechnische Expertise aufrechterhalten hat.

Die Leistungen der Reservoir Characterization Group wurden durch eine Zahl von integrierten Serviceleistungen, Technologieentwicklungen Transformationsaktivitäten und neuen Auftragsvergaben während des Quartals gefördert.

Im norwegischen Offshore-Gebiet setzte Integrated Services Management (ISM) eine Kombination von Bohrungs- und Fertigstellungstechnologien für OMV Norge ein, um eine horizontale Befundungsbohrung in der Barentsee zu bohren. Die Technologie zur Lagerstättenkartierung während der Bohrung (Reservoir Mapping-While-Drilling Technology) von Drilling & Measurements GeoSphere* ermöglichte die optimale Bohrlochplatzierung in der Lagerstätte durch den Einsatz direktionaler elektromagnetischer Tiefenmessungen (Deep Directional Electromagnetic Measurements). Die Bohrungseffizienz wurde durch den Einsatz des konischen Diamantenelements von Stinger* und des hoch widerstandsfähigen steuerbaren Rotary-Systems PowerDrive Xceed* noch verstärkt, während die Serviceleistungen von Geoservices Drilling Analyst* die Integration von Messungen an der Oberfläche und im Bohrloch zur Optimierung des Bohrungsprozesses, der Minderung von Risiken und der Reduzierung unproduktiver Zeit ermöglichten. Der M-I SWACO STARGLIDE*-Schmierstoff ermöglichte eine verbesserte Reibungsreduktion, während die ENVIROUNIT* Offshore-Abwasseraufbereitungsanlage die Einhaltung der Umweltschutzvorschriften sicherstellte. Zudem minimierte das herausgeförderte, ausgerichtete Perforierungssystem von Testing Services OrientXact* (Tubing-Conveyed Oriented Perforating System) Perforierungsschäden, indem es Stabilität während der Absenkung und Entleerung bot. Im Ergebnis profitierte der Kunde von einem Abschnitt von 461 Metern, der hohe Durchflussraten bei minimaler Absenkung lieferte.

Im kanadischen Offshore-Gebiet schloss Schlumberger die erste Phase eines ISM-Vertrags für Statoil in dem Tiefsee-Fördergebiet des Beckens Flemish Pass ab. Teil der Phase waren neun Explorations- und Befundungsbohrungen mit einer Bohrleistung von insgesamt 24.000 Metern in mehr als 19 Monaten, ohne dass es während der 12.000 Einsatzstunden zu die Gesundheit, Sicherheit oder die Umwelt betreffenden Vorfällen gekommen wäre. Die Integration und Koordinierung einer Reihe von Schlumberger-Technologien verbesserte die Bohrungseffizienz, sicherte die Bohrungsintegrität, optimierte die Bohrlochplatzierung und spielte eine wichtige Rolle bei zwei Entdeckungen, die Statoil während der Kampagne machte. Eine Bohrung etablierte eine Netto-Eindringrate mit dem Rekordwert von 190,1 m/h, während eine weitere Bohrung, die in einer Wassertiefe von 2.829 gebohrt wurde, die die tiefste im kanadischen Offshore-Gebiet und für Statoil weltweit war. Der Kunde profitierte von ISM durch den Projektabschluss zum festgelegten Termin trotz wetterbedingter Herausforderungen und hat mehrere der 33 Lochabschnitte in seine Top-Bohrleistungen weltweit aufgenommen.

In den Vereinigten Arabischen Emiraten brachte Testing Services die drahtlose Muzic*-Technologie für Al Hosn Gas im Rahmen von Befundungs- und Testarbeiten in einem bislang nicht erschlossenen Feld zum Einsatz. Fünf Tests im Bohrloch wurden zur Evaluierung von Gasbohrungen mit einem hohen Schwefelwasserstoffanteil durchgeführt. Das flexible Konstruktionsdesign der Quartet*-Anlagentechnologie zur Lagerstättenerkundung machte mehrfache Durchläufe unnötig, während die drahtlose Übermittlung und Überwachung des Bohrlochdrucks eine laufende Echtzeitanalyse ermöglichte, wodurch die Entscheidungsfindung optimiert wurde und entscheidende Informationen über die Eigenschaften der Lagerstätte gewonnen wurden. Zudem halfen die durch hochauflösenden Quarzmessgeräte Signature* gewonnenen Informationen bei der Bewertung der Bohrlochleistung während eines Stimulationsbetriebs und bei den Entscheidungen zur Probenentnahme in der Bohrung und an der Oberfläche.

Im Golf von Mexiko (USA) führte Wireline das Hochleistungs Wireline-Förderungssystem MaxPull30* ein, um fünf Versenkungen von Messinstrumenten unter maximaler kontinuierlicher Zugspannung von 20.900 lb (Pfund) in einer Tiefseebohrung abzuschließen. Während einer Absenkung widerstand die MaxPull30-Technologie einer Zugspannung von 29.300 lb, um die Instrumente aus der Bohrlochwand zu befreien, womit eine viertägige Rückholaktion vermieden werden konnte, die den Kunden 3,1 Millionen US-Dollar an Einsatzzeit gekostet hätte. Die maximale kontinuierliche Zugkraft und die einzelne Momentzugkraft zur Befreiung der Instrumente sind die bislang höchsten aufgezeichneten Spannungen. In der gleichen Bohrung konnten dank der großvolumigen Rotary-Seitenwandbohrungen mit XL-Rock* in 91 von 109 Versuchen die Bohrkerne eingeholt werden.

In China wurde die Förderaufzeichnungstechnologie Wireline Flow Scanner* für horizontale und abweichende Bohrungen für die Technical Service Company von JHOSC Sinopec im Fuling-Schiefergasprojekt eingesetzt, um mehrphasige, hydraulische Fracturingsarbeiten in einer schwierigen Bohrungsumgebung zu bewerten. Die Förderungschwierigkeiten wurden mit Hilfe der Well Services ACTive PS* CT Echtzeit-Förderprotokollierungsservicetechnologie überwunden, die Echtzeit-Glasfasertelemetrie mit hochmodernen drahtlosen Förderprotokollierungs-Tools kombiniert, um eine größere operative Effizienz, verbesserte Förderung und eine geringere Umweltbelastung zu bieten. Der Kunde profitierte von den genauen Daten, um niedrige Gasförderungsraten in einer Kampagne mit 30 Bohrungen zu identifizieren.

Das Transformationsprogramm von Schlumberger befähigte WesternGeco seine allgemeine marine Betriebssicherheit durch Verbesserungen bei der operativen Integrität zu steigern. Seit 2013 wurden die nichtproduktiven Zeiten durch die Optimierung der Arbeitsorganisation, Planung und Durchführung um 62 Prozent gesenkt. Ein Schlüsselfaktor für dieses Resultat war eine Verbesserung um 68 Prozent bei der Zuverlässigkeit von marinen Quellen während der gleichen Periode durch die Implementierung von auf die Verlässlichkeit ausgerichteter Wartungsmaßnahmen (Reliability Centered Maintenance, RCM) und der konsequenten Einhaltung von Verfahren der Standardarbeitsanweisungen (Standard Work Instructions, SWI). Mit der Entwicklung von SWI und dem Einsatz des Competency Management System strebt WesternGeco eine verbesserte Nutzung seiner Schiffsflotte an.

In Nordamerika hat EP Energy Corp SIS den ersten Auftrag für einen hochauflösenden Reservoirsimulator INTERSECT* mit Cloud-Anbindung erteilt. Der Auftrag ist Teil des "Model to Design"-Workflows von EP Energy, der den Abwicklungsprozess digitalisiert, um die Betriebsabläufe zu optimieren. Zudem hat EP Energy in vier zusätzliche Lizenzen für die Stimulationsdesignsoftware Mangrove* in der Petrel* E&P-Softwareplattform investiert.

In Großbritannien hat Total E&P UK einen Auftrag für eine 4D-Erkundung im Elgin-Franklin-Feld in der Nordsee an WesternGeco erteilt, bei der die marine isometrische, seismische IsoMetrix*-Technologie eingesetzt wird. Das komplexe, eine Fläche von 250 km2 umfassende Projekt, das zugleich die erste kommerzielle IsoMetrix-4D-Erkundung ist, erfordert die simultane Operation mit einem zweiten Schiff zur Umgehung von Hindernissen, um eine Bildgebung in hoher Qualität für das sehr dicht erschlossene Feld sicherzustellen. Die Erkundung wird Änderungen in der Lagerstätte seit der letzten WesternGeco-Erkundung von 2012 überwachen.

Drilling Group

          
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bisVeränderung
30. Juni 201631. März 201630. Juni 2015gegenüber Vorquartalgegenüber Vorjahr
Umsatz$2.034$2.493$3.469-18%-41%
Betriebsergebnis vor Steuern171371672-54%-75%
Operative Marge vor Steuern8,4%14,9%19,4%-649 bps-1.096 bps
Rückgang der operativen Marge44%35%
 

Der Umsatz der Drilling Group von 2,0 Milliarden US-Dollar, von dem 81 Prozent von den internationalen Märkten stammt, fiel um 18 Prozent gegenüber dem Vorquartal. Das ist hauptsächlich das Ergebnis eines starken Rückgangs bei den Bohrungsaktivitäten aufgrund des Zusammenfalls der Auftauperiode in Kanada, einer geringeren Zahl an Bohranlagen auf dem Festland in den USA und in Lateinamerika sowie der Reduzierung der Geschäftstätigkeit in Venezuela. Zusätzlich wirkte sich ein fortgesetzter und anhaltender Preisdruck negativ auf die Ergebnisse von Drilling & Measurements und M-I SWACO in allen Regionen aus.

Die Operative Marge vor Steuern von 8 Prozent schrumpfte um 649 bps gegenüber dem Vorquartal, was zu höheren Rückgängen führte, da der Umsatz durch Preisschwäche zurückging. Der Effekt wurde durch die gesunkene Zahl an Bohranlagen in Nordamerika und die Reduzierung der äußerst gewinnbringenden Geschäftstätigkeit in Venezuela verschärft.

Eine Kombination aus Auftragserteilungen, den Fortschritten bei den Transformationsprogrammen, integrierten Serviceleistungen und aus dem Einsatz neuer Technologien hat zur Leistungsentwicklung der Drilling Group im zweiten Quartal beigetragen.

In Norwegen erteilte Centrica E&P Norway Schlumberger den Zuschlag für eine Vierjahresrahmenvereinbarung zu integrierten Bohrleistungen für alle von Centrica betriebenen Bohraktivitäten auf dem norwegischen Kontinentalschelf. Das Rahmenwerk fasst alle Serviceleistungen in einem Auftrag zusammen und beruht auf der gemeinsamen Absicht von Betreiber und Dienstleister, zukünftig enger zusammenzuarbeiten. Das Auftragsmodell, das im großen Maße leistungsbasiert ist, umfasst starke Anreize zur Optimierung der Bohreffizienz und ist für Centrica, deren Partner und Schlumberger zum allseitigen Vorteil.

In brasilianischen Offshore-Gebiet setzte Schlumberger die Stinger*-Technologie mit einem konischen Diamantenelement auf einem maßgeschneiderten Smith-Bohrkopf bei einem Auftrag für Petrobras ein, um das 12¼ Zoll-Intervall in einer Pre-Sal-Bohrung im Lula-Feld zu bohren. Die Stinger-Technologie erreichte eine durchschnittliche Eindringrate (Rate of Penetration, ROP) von 4,37 m/h - und übertraf damit den besten Durchschnittswert einer Offset-Bohrung um 22 Prozent, sparte 22 Stunden an Zeit - und bohrte den 441 Meter langen Abschnitt in einem einzigen Durchlauf, 42 Prozent schneller als der Durchschnitt, um zusätzliche 41 Stunden zu sparen. Diese Leistungen halfen Petrobras, einen neuen Leistungsmaßstab für die Kosten pro Meter für 12¼-Zoll-Bohrabschnitte im Lula-Feld festzulegen.

Auf dem US-Festland nutzte Bits & Drilling Tools die rollende, polykristalline Diamant-Bit (PDC) Cutter-Technologie ONYX 360*, um einen neuen Rekord für Unit Petroleum in der unkonventionellen Granite Wash-Formation aufzustellen. Mit der Technologie ONYX 360 wurde die Haltbarkeit der Bohrköpfe und die Länge der Bohrung erhöht, da die gesamte Diamantkante verwendet wurde, um die Formationen zu bohren, während sie sich um 360° drehte. Die befähigte den Kunden, die längste und schnellste laterale Bohrung in die Formation voranzutreiben und den vorherigen Rekord um 62 Prozent bei lateraler Länge und um 27 Prozent bei der Eindringrate zu übertreffen.

In Ecuador verwendete Schlumberger eine Kombination von Bohrungs- und Bohrlochabschlusstechnologien, um für ENAP-SIPEC zwei Bohrungen im Inchi-Feld auszuführen. Die Drehsteuersysteme Drilling & Measurements PowerDrive* und die konische Diamantenelement-Bohrertechnologie StingBlade* sorgten für Bohrungseffizienz mit Remote-Unterstützung von Experten, die im Drilling Technology Integration Center arbeiten. Die selbstlösende Pistolen-Ankertechnologie MAXR von Completions in Kombination mit den tief eindringenden Perforationsladungen Wireline PowerJet* und dem PURE*-System für saubere Perforierungen maximierten das Eindringen und reduzierten Lagerstättenschäden. Im Ergebnis erreichte der Kunde eine Steigerung um 278 Prozent bei der kombinierten Förderung aus den Bohrungen. Zudem wurde eine Bohrung anderthalb Tage und eine zweite Bohrung vier Tage vorfristig zum ursprünglichen Plan abgeschlossen, was die Bohrkosten um ungefähr 1,5 Millionen US-Dollar verringerte.

In Russland führe Bits & Drilling Tools die AxeBlade*-Technologie mit gezahntem Diamantelement-Bohrer ein, um für GazpromNeft Bohrungen in den Öl- und Gaskondensat-Feldern Tsarichanskoye und Filatovskoye in der Orenburg-Region vorzunehmen. Die AxeBlade-Bohrertechnologie weist eine gefurchte Geometrie auf, die den Abschervorgang eines konventionellen PDC-Schneiders mit dem Zerkleinerungsvorgang eines Schneiders mit Wolframkarbid-Einsatz kombiniert. In einem Bohrabschnitt steigerte die AxeBlade-Technologie die Eindringrate um 45 Prozent im Vergleich zu der besten Offset-Bohrung, die mit einer konventionellen PDC-Bohrspitze ausgeführt wurde. Zudem sparte der Kunde Bohrzeit durch den Abschluss des Abschnitt in nur drei Durchläufen statt in den üblichen fünf.

In China verwendete Drilling & Measurements die steuerbare Drehsteuer-(Rotary)-Systemtechnologie PowerDrive Orbit* für CNOOC, um schwierige Bohrbedingungen zu meistern und Bohrzeit in einem 12,25-Zoll-Bohrabschnitt im Huangyan-Becken zu sparen. Die PowerDrive Orbit-Technologie bohrte 2.498 Meter in einem einzigen Durchlauf, was nunmehr als Rekord für die längste in einem Durchlauf gebohrte Strecke in einem 12¼-Zoll Bohrabschnitt steht und zudem einen Leistungsmaßstab für die Region etablierte. Als Ergebnis vermied der Kunde einen weiteren Durchlauf und sparte so 140.000 US-Dollar und 28 Stunden an Bohrzeit.

Im Offshore-Gebiet von Aserbaidschan setzten Bits & Drilling Tools eine Kombination von Technologien für BP Aserbaidschan ein, um die schwierigen Bohrbedingungen im Chirag-Feld im Kaspischen Meer zu meistern. Der hydraulisch erweiterbare Bohrlochräumer Rhino XS* und das Umlaufwerkzeug M-I SWACO WELL COMMANDER ermöglichten komplexe Schlammaufbereitungs- und Bohrlochreinigungsarbeiten. Der Rhino XS besteht aus einem einteiligen Gehäusekörper für eine höhere Zugfestigkeit und Drehmomentbelastbarkeit, während das WELL COMMANDER-Werkzeug die Zirkulation befördert, um Bohrgut an strategischen Punkten im Bohrstrang zu entfernen. Infolgedessen konnte der Kunde 48 Stunden Bohrzeit auf einer Offshore-Plattform einsparen.

In Gabun nutzte Drilling & Measurements das PowerDrive Archer* Drehsteuersystem mit hoher Aufbaurate für Shell, um drei Bohrungen im Rabi-Feld auszuführen. Diese mittleren Bohrungen mit kleinem Radius wurden in einem einzigen Durchlauf vom Absenkkeil-Fenster bis zum Ende der horizontalen Ableitung gebohrt. Der Kunde profitierte von den verringerten Kosten, da jede abgelenkte Bohrung zwei bis sechs Tage früher als geplant fertiggestellt wurde. Zusätzlich gestattet die Repositionierung der Ableitungen in der Lagerstätte eine Förderungssteigerung um 20 Prozent.

In Russland ermöglichte das Schlumberger-Transformationsprogramm durch Remote-Betrieb eine Erhöhung der Produktivität der Mitarbeiter. Drilling & Measurements implementierten ein automatisches Benachrichtigungssystem, das die Identifizierung von Arbeiten für den Remote-Betrieb erleichtert und die Besatzungsgrößen durch ein Bohrportal effizienter steuert. Seit der Implementierung des Systems hat sich der Anteil von Remote-Betrieb von ungefähr 50 Prozent der Arbeiten im zweiten Quartal 2015 auf 75 Prozent der Arbeiten im ersten Quartal 2016 erhöht. Zudem ist die Besatzungsgröße vor Ort 2015 um 6 Prozent verglichen mit 2014 verringert worden, wodurch sich die Gefährdung aufgrund von Sicherheits- und Umweltschutzrisiken reduzierte, während gleichzeitig ein hohes Niveau an Servicequalität aufrechterhalten wurde.

In Norwegen vergab Det norske oljeselskap ASA (Det norske) an M-I SWACO einen Vierjahresvertrag über die Lieferung von Spezialchemikalien und damit zusammenhängenden Dienstleistungen für Alvheim und das neue Offshore-Erschließungsgebiet Ivar Aasen. Technische Unterstützung wird für alle Offshore-Standorte des Unternehmens von der Festlandsbasis in Trondheim und dem Remote-Betriebszentrum in Stavanger bereitgestellt.

Production Group

          
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bisVeränderung
30. Juni 201631. März 201630. Juni 2015gegenüber Vorquartalgegenüber Vorjahr
Umsatz$2.099$2.348$3.059-11%-31%
Betriebsergebnis vor Steuern90208397-57%-77%
Operative Marge vor Steuern4,3%8,9%13,0%-459 bps-871 bps
Rückgang der operativen Marge48%32%
 

Die Umsätze der Production Group in Höhe von 2,1 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um 11 Prozent zurück, wobei mehr als die Hälfte des Rückgangs auf eine Abnahme in Nordamerika bedingt durch die Auftauperiode in Kanada und einen erhöhten Preisdruck zurückzuführen ist. Während die Zahl der Frakturierungsabschnitte mit Druckpumpen und die aktiven Flotten um mehr als 15 Prozent gegenüber dem Vorquartal zunahmen, glich ein nachteiliger Umsatzmix in Kombination mit dem bestehenden Preisdruck den Volumenzuwachs mehr als wieder aus. Der Beitrag Nordamerikas zum Konzernumsatz ging dieses Quartal auf 25 Prozent zurück.

Die operative Marge vor Steuern von 4 Prozent sank im Vergleich zum Vorquartal um 459 bps, hauptsächlich aufgrund geringerer Aktivität und erhöhter Preisschwäche bei den Druckpumpenservices für das nordamerikanische Festland. Gegenüber dem Vorquartal nahm die Rückgang der operativen Marge im Ergebnis der Entscheidung zu, das operative Leistungsvermögen an bestimmten Standorten aufrechtzuerhalten, um Marktanteile trotz geringerer Aktivität zu verteidigen. Belastbare Schlumberger Production Management-Projekte, deren zentral geführte weltweite Förderung nun in etwa ein Volumen von 250.000 Barrel/Tag (bbl/d) erreicht hat, trugen auch weiterhin zu den wachsenden Margen der Gruppe bei.

Die Production Group profitierte vom Einsatz einer Reihe neuer Technologien sowie von Initiativen im Rahmen der Transformationsprogramme während des Quartals.

In Kuwait setzte Well Services das HiWAY* Flow-Kanal-Fracturing-Verfahren für sechs Bohrungen in einem Sandsteinreservoir mit hohem Schiefer- und Siltgehalt im Südosten des Landes ein. Die HiWAY-Technologie steigerte die Konduktivität und senkte zugleich den Wasser- und Stützmittelverbrauch, was zu einer Senkung des operativen Aufwands und zu einer vereinfachten Logistik beitrug. Obgleich die sechs Bohrungen mit konventionellen Stimulationssystemen behandelt wurden, die zu keiner Einleitung der Förderung nach der Behandlung führten, half die HiWAY-Technologie dem Kunden, Förderdurchflussraten zu erreichen, die die ursprünglichen Erwartungen um das Dreifache übertrafen.

In Oman setzte Completions die erste in das Rohr integrierte faseroptische DTS-Technologie (Distributed Temperature Sensing, beruhend auf dem Einsatz von verteilten Temperatursensoren) für PDO im Marmul-Feld ein. Aktuell profitierte das Marmul-Feld angesichts verbesserter Ölförderungsmethoden unter Verwendung eines Polymer-Flutungsverfahrens von der Kombination aus der DTS- und der Technologie auf Grundlage verteilter Akustiksensoren, die Tiefenmessungen ermöglichen, die zur Analyse von Einspritz- und Förderungsprofilen für die Konformität der Polymer-Flutung verwendet werden.

Im brasilianischen Offshore-Gebiet setzte Well Services die rohrstranggeführte CoilFLATE-Technologie* mit aufblasbarem Packer für Petrobras während einer Pfropf- und Außerbetriebsetzungskampagne im Campos-Becken ein. Die CoilFLATE-Technologie soll dazu dienen, die Packer an Ort und Stelle zu halten und eine verlässliche Hochdruckversieglung bei hoher Ausdehnungsrate bereitzustellen, die jeder chemischen Umgebung und Temperaturen von bis zu 190°C (375°F) widersteht. Zudem ermöglichten die ACTive DTS* verteilten Temperaturmessungen eine Echtzeitdatenerfassung im Bohrloch, dank derer ein Leck entdeckt wurde und in der Konsequenz drei Tage an überflüssigen Wiederherstellungsarbeiten für den erfolgreichen Abschluss der Operation vermieden werden konnten.

In Brasilien verwendete Well Services die Invizion RT*-Services für die Bohrlochintegrität in einer Bohrung für Repsol Sinopec Brasil im Ultratiefseebecken Campos. Invizion RT-Technologie führte zur Verbesserung der Zementierungsarbeiten im mittleren Landungsabschnitt, indem die Überwachung, Steuerung und Bewertung der Zementanbringung in Echtzeit ermöglicht wurde. Die Möglichkeit des Wegfalls von Abdichtungsarbeiten (Top-Of-Liner Squeeze Job) sowie zur Bestätigung der erfolgten Isolierung (top of isolation) ließen den Kunde mehr als 12 Stunden Bohrzeit einsparen.

In der Offshore-Region vor Angola verwendete Well Services eine Kombination von Technologien für Total Exploration & Production im Kaombo-Projekt. Tiefseequellen gehen mit der Herausforderung einher, unmittelbare wasserführende und kohlenwasserstoffführende Zonen mit Druckdifferenzen sowie Frakturgradienten bei engen Poren isolieren zu müssen. Losseal Microfracture* Technologie für mangelnde Zirkulation in Kombination mit der MUDPUSH-Abstandshalter-Gerätefamilie* bot optimale Schlammentfernung und sparte Bohrzeit während der Zementierungsmaßnahmen.

Auf dem US-Festland nutzte Well Services LiteCRETE* eine Aufschlämmung aus leichtgewichtigem Zement, um das neu entwickelte Ölförderrohr des Kunden mit Zement an der Oberfläche einer Bohrung im Lea County in New Mexico zu isolieren. LiteCRETE-Technologie besitzt eine außergewöhnliche Druckfestigkeit und Permeabilität nach dem Aushärten und bietet hervorragende Perforationsqualität, ohne dass dadurch die Zementintegrität reduziert wird. Durch die Eliminierung eines Rohrstrangs aus dem üblichen dreisträngigen Ansatz konnte der Kunde Kosten von ungefähr 500.000 US-Dollar sparen.

In Nordamerika ermöglichte das Schlumberger-Transformationsprogramm Verbesserungen bei der Zuverlässigkeit und der Leistungserbringung für die Geschäftstätigkeit von Well Services. Die Implementierung von RCM für Mischer und hydraulische Frakturierungspumpen zusammen mit einem umfassenden Mitarbeiterschulungsprogramm sparte mehr als 9 Millionen US-Dollar über den Zeitraum von 9 Monaten und reduzierte zudem nichtproduktive Zeiten im Zusammenhang mit dem Mischer um 64 Prozent. Die Nutzung prädiktiver Analysen hat die regionalen Supportzentren (Regional Support Centers) befähigt, seit September 2015 Anlagenprobleme bei Frakturierungspumpleistung-Endkomponenten vorherzusagen, die in Kombination mit anderen Maßnahmen fast 8 Millionen US-Dollar an Materialien und Betriebsmitteln eingespart haben. Weiterhin ermöglichte die Anwendung prädiktiver Analysen bei Felddaten aus 2014 die Entwicklung eines Pumpeninstandhaltungsprogramms (Pump Asset Care Program), dass RCM verwendet. Sobald dieses vollständig implementiert worden ist, erwarten wir, dass es die Betriebsmittelverfügbarkeit um 8 Prozent steigert und zu Einsparungen von 30 Millionen US-Dollar über den Zeitraum von drei Jahren führen wird.

Cameron Group

          
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bisVeränderung
30. Juni 201631. März 2016*30. Juni 2015*gegenüber Vorquartalgegenüber Vorjahr
Umsatz$1.536$1.628$2.236-6%-31%
Betriebsergebnis vor Steuern2432363283%-26%
Operative Marge vor Steuern15,8%14,5%14,7%130 bps113 bps
Rückgang der operativen Margek. A.12%
 
*Das erste Quartal 2016 und das zweite Quartal 2015 werden zu Vergleichszwecken auf Pro-Forma-Basis dargestellt.
 

Die Cameron Group erzielte einen Umsatz von 1,5 Milliarden US-Dollar und eine operative Marge vor Steuern von 16 Prozent. Der Umsatz, der zu 62 Prozent von den internationalen Märkten herrührte, wurde durch einen sinkenden Projekt-Auftragsbestand sowie durch eine weitere Abschwächung bei den Aktivitäten auf dem US-Festland beeinflusst, die vorwiegend die kurzfristigen Geschäfte der Valves & Measurement- und Surface-Produktlinien beeinträchtigte.

Die Umsatzrendite vor Steuern von 16 Prozent stieg gegenüber dem Vorquartal auf einer Pro-Forma-Basis trotz des Marktabschwungs. Befördert wurde dies durch die effektive Projektumsetzung der Produktlinien OneSubsea, Drilling und Process Systems.

Neue Auftragserteilungen und Projektstarts beeinflussten die Leistungsentwicklung der Cameron Group. Dazu gehörte eine Zahl an zusätzlichen Erfolgen für die OneSubsea, einem Schlumberger-Unternehmen.

Woodside Energy Ltd vergab an OneSubsea einen Vertrag über Ingenieurs-, Beschaffungs-, Integrations- und Bauleistungen (EPIC) für das Greater Enfield-Offshore-Projekt vor Australien mit einem Gesamtvolumen von etwa 300 Millionen US-Dollar. Der Vertrag schließt sechs horizontale SpoolTree*-Untersee-Bäume ein; sechs horizontale Bäume für das Graphersetzungssystem; sechs Multiphasen-Messgeräte; eine High-Boost-Dual-Pumpstation mit Hochspannungsmotoren; symbiotische, Außenwand-, Untersee-Steuerung und Vertrieb; Interventions- und Workover-Steuersysteme; Landing-Strang; und Installations- und Inbetriebnahmeleistungen

In Ägypten hat Belayim Petroleum Company (Petrobel) einen EPIC-Vertrag an OneSubsea mit einem Gesamtvolumen vom mehr als 170 Millionen US-Dollar für die Lieferung eines Unterseefördersystems für die erste Stufe des Zohr-Gasfelds vergeben, das sich in der Shorouk-Konzession vor der Küste Ägyptens befindet. Die Vergabe folgt auf eine beschleunigte Vorplanungsstudie (Front-End-Engineering-Design, FEED-Studie) durch OneSubsea, in der ein interdisziplinäres Team mit Eni und Petrobel zusammenarbeitete, um die unterseeische Anlagenarchitektur für dieses Feld mit einem hohen Gasvolumen und dem zweitgrößten Step-Out weltweit von mehr als 150 Kilometer zu entwickeln. Der Vertragsumfang schließt sechs horizontale SpoolTree*-Unterwasser-Bäume, Interventions- und Workover-Steuersysteme, Landing-Strang, Tie-in, hochleistungsfähiges Druckschutzsystem, Außenwand- und Unterseesteuerungen und Verteilung, die durch die faseroptische Kommunikationstechnologie ermöglicht wird, Wasserdetektion und Salzgehaltsüberwachung unter Verwendung des AquaWatcher*-Wasseranalysesensors, und Installations- und Inbetriebnahmeleistungen ein.

BP Exploration (Delta) Ltd. und die Partner Deutsche Erdoel AG haben an OneSubsea einen Auftrag zur Lieferung unterseeischer Fördersysteme für die ägyptischen Offshore-Felder West Nile Delta Giza/Fayoum und Raven vergeben Giza/Fayoum wird an die modifizierten Rosetta-Anlagen an Land zurück verbunden und mit einem neuen terrestrischen Werk für Raven integriert. Die Versorgung weit entfernter Gasfelder umfasst Unterseebäume mit großen Bohrungen, zahlreiche Systeme, zu denen unter anderem hochleistungsfähige Druckschutzsysteme, Anschlusssysteme und Steuersysteme gehören zusammen mit Projektentwicklung, Projektmanagement und Projekterprobung gehören.

Im Golf von Mexiko (USA) führte OneSubsea erfolgreich die Inbetriebnahme und die Anlaufphase der in der ultratiefen Gewässern installierten Untersee-Boosting-Systeme durch. Durch die Reduzierung des Gegendrucks auf die Lagerstätte besitzt die unterseeische Boosting-Pump-Technologie das Potenzial, den Förderungsfaktor um 10 bis 30 Prozent zu verbessern, was sich in einer zusätzlichen Fördermenge von 50 bis 150 Millionen Barrel Öl niederschlägt.

 

Finanzübersicht

     
Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung
 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
 
Zweites QuartalSechs Monate
Zeiträume bis zum 30. Juni  2016 2015 2016 2015
 
Umsatz$7.164$9.010$13.684$19.258
Zinsen und sonstige Erträge54479896
Ausgaben
Umsatzkosten6.3157.13611.77415.231
Forschung und technische Entwicklung257279497546
Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten103120213239
Wertminderungen und Sonstiges (1)2.573-2.573439
Fusion und Integration (1)335-335-
Zinsen   149   86  282   169
Gewinn (Verlust) vor Steuern$(2.514)$1.436$(1.892)$2.730
Ertragssteuern (Verluste) (1)   (368)  302  (269)  608
Nettogewinn/(-verlust)$(2.146)$1.134$(1.623)$2.122
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen   14   10  36   23
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn (-verlust) (1)  $(2.160) $1.124 $(1.659) $2.099
 
Verwässerter Gewinn (Verlust) je Aktie von Schlumberger (1)  $(1,56) $0,88 $(1,26) $1,64
 
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien1.3891.2691.3211.273
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung   1.389   1.280  1.321   1.282
 
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)  $1.113  $1.047 $2.080  $2.089
 

(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.
 
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
     
(Angaben in Millionen US-Dollar)
 
30. Juni31. Dezember
Aktiva  2016   2015
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen$11.192$13.034
Forderungen9.3748.780
Sonstiges aktuelles Umlaufvermögen   6.629    5.098
27.19526.912
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen386418
Anlagevermögen13.22613.415
Seismische Multiclient-Daten9761.026
Firmenwert (Goodwill)24.60315.605
Immaterielle Werte9.9214.569
Sonstige Vermögenswerte   4.864    6.060
   $81.171   $68.005
 
Passiva       
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen$9.494$7.727
Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer1.0431.203
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten3.3714.557
Auszuschüttende Dividenden   701    634
14.60914.121
Langfristige Verbindlichkeiten18.25214.442
Latente Steuern2.6311.075
Pensionsnebenleistungen1.3411.434
Sonstige Verbindlichkeiten   1.359    1.028
38.19232.100
Eigenkapital   42.979    35.905
   $81.171   $68.005
 

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 ergänzende Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten.

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 Meinung, dass der freie Cashflow eine wichtige Kennzahl zur Bemessung der Liquidität des Unternehmens für Anleger und die Geschäftsführung darstellt und ein nützlicher Messwert für das Vermögen unseres Geschäfts, Liquidität zu generieren, ist. Sobald die geschäftlichen Notwendigkeiten und Verpflichtungen erfüllt wurden, können diese Barmittel zur Reinvestition in das Unternehmen für zukünftiges Wachstum oder zur Auszahlung an unsere Aktionäre durch Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe verwendet werden. Der freie Cashflow stellt nicht den residualen Cashflow (residualer Mittelfluss) dar, der für beliebige Ausgaben verfügbar ist.

Nettoverbindlichkeiten und freier Cashflow sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für die Summe der Verbindlichkeiten oder dem Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit oder diesen gegenüber als überlegen angesehen werden sollten.

Einzelheiten zu Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen hier:

  
(Angaben in Millionen US-Dollar)
   
Zeiträume bis zum 30. Juni    

Sechs
monatszeitraum
2016

 

Zweites
Quartal
2016

 

Sechs
monatszeitraum
2015

 
Nettogewinn (-verlust) vor Minderheitsanteilen$(1.623)$(2.146)$2.122
Wertminderung und andere Belastungen abzüglich Steuern 2.476  2.476  383 

Nettoertrag vor Minderheitsbeteiligungen, unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften

8533302.505
Wertminderungen und Abschreibungen (1)2.0801.1132.089
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen9232217
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen14584167
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen(83)(38)(214)
Änderung beim Betriebskapital(250)213(837)
Sonstiges 5  (102) 157 

Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit(2)

 2.842  1.632  4.084 
 
Kapitalaufwendungen(998)(449)(1.193)
SPM-Investitionen(729)(132)(222)
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (333) (166) (221)
Freier Cashflow 782  885  2.448 
 
Aktienrückkaufprogramm(506)(31)(1.239)
Ausgeschüttete Dividenden(1.255)(626)(1.151)
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 195  32  256 
 (784) 260  314 
 
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten(3.790)(3.709)(206)
Ausgelaufene Geschäftstätigkeit - Vereinbarung mit dem US-Justizministerium--(233)
Sonstiges 76  58  (86)
Anstieg der Nettoverbindlichkeiten(4.498)(3.391)(211)
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums (5.547) (6.654) (5.387)
Nettoverbindlichkeiten zum Ende des Zeitraums$(10.045)$(10.045)$(5.598)
 

Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten

  

30. Juni
2016

 

31. März
2016

 

31. Dez.
2015

 

30. Juni
2015

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen$11.192$14.432$13.034$7.274
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen386401418469
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten(3.371)(4.254)(4.557)(4.231)
Langfristige Verbindlichkeiten (18.252) (17.233) (14.442) (9.110)
$(10.045)$(6.654)$(5.547)$(5.598)
 

(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 545 Millionen US-Dollar und 455 Millionen US-Dollar jeweils im zum 30. Juni 2016 beziehungsweise 2015 zu Ende gegangenen Sechsmonatszeitraum und 285 Millionen US-Dollar im zweiten Quartal 2016. Enthält weiterhin ungefähr 100 Millionen US-Dollar an Zahlungen, die in Verbindung mit einmaligen Transaktionen, die mit der Übernahme von Cameron im Zusammenhang stehen.
 

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum zweiten Quartal 2016 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nettogewinn, ausschließlich Belastungen und Gutschriften, sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie, ausschließlich Belastungen und Gutschriften; Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen, ausschließlich Belastungen und Gutschriften; und effektiver Steuer, ausschließlich Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von die Finanzkennzahlen, sie befähigen, die Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten überdeckt werden würden. Diese Kennzahlen werden von der Unternehmensleitung auch als Leistungsindikatoren zur Festlegung bestimmter Leistungsvergütungen genutzt. Die vorstehenden nicht GAAP-konformen Kennzahlen sollten als Ergänzung zu anderen Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren angesehen werden, die in Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden, und keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen überlegen erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen.

 (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
    
Zweites Quartal 2016
Vor Steuern Steuer 

Minderheitsbeteiligungen

 Netto 

Verwässerter
Gewinn je Aktie

Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften$394$64$14$316$0,23 
Wertminderungen auf Vermögenswerte(1.058)(177)-(881)
Belegschaftsverkleinerung(646)(63)-(583)
Wertberichtigungen von Beständen(616)(49)-(567)
Wertminderung von seismische Multiclient-Daten(198)(62)-(136)
Weitere Umstrukturierungsausgaben, netto(55)--(55)
Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände (Purchase Accounting Inventory)(150)(45)-(105)
Geldleistungen an Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen(92)(17)-(75)
Weitere im Zusammenhang mit Fusionen und Integration (93)  (19)  -  (74)
Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage)$(2,514) $(368) $14 $(2.160)$(1,56)
 
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
    
Sechs Monate 2016
Vor Steuern Steuer 

Minderheitsbeteiligungen

 Netto 

Verwässerter
Gewinn je Aktie

Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften$1.015$162$36$817$0,62 
Wertminderungen auf Vermögenswerte(1.058)(177)-(881)
Belegschaftsverkleinerung(646)(63)-(583)
Wertberichtigungen von Beständen(616)(49)-(567)
Wertminderung von seismische Multiclient-Daten(198)(62)-(136)
Weitere Umstrukturierungsausgaben(55)--(55)
Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände (Purchase Accounting Inventory)(150)(45)-(105)
Geldleistungen an Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen(92)(17)-(75)
Weitere im Zusammenhang mit Fusionen und Integration (93)  (19)  -  (74)
Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage)$(1.893) $(270) $36 $(1.659)$(1,26)
 
Sechs Monate 2015
Vor Steuern Steuer 

Minderheitsbeteiligungen

 Netto 

Verwässerter
Gewinn je Aktie

Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften$3.169$664$23$2.482$1,94 
Belegschaftsverkleinerung(390)(56)-(334)
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (49)  -   -  (49)
Schlumberger-Nettogewinn (GAAP-Grundlage)$2.730  $608  $23 $2.099 $1,64 
 

Im ersten Quartal 2016 und im zweiten Quartal 2015 waren weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.

 

Produktgruppen

(Angaben in Millionen US-Dollar)
   Dreimonatszeitraum bis
30. Juni 2016  31. März 2016  30. Juni 2015
Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

Reservoir Characterization$1.593$266$1.747$331$2.510$655
Drilling2.0341712.4933713.469672
Production2.099902.3482083.059397
Cameron1.536243----
Ausbuchungen und Sonstiges(98) (23)(68) (9)(28) (16)
Betriebsergebnis vor Steuern7479011.708
Konzern und Sonstiges(241)(172)(199)
Zinserträge(1)24136
Zinsaufwendungen(1)(136)(120)(79)
Belastungen und Gutschriften  (2.908)  -   - 
$7.164 $(2,514)$6.520 $622 $9.010 $1.436 
        
(Angaben in Millionen US-Dollar)
Sechsmonatszeitraum zum
30. Juni 201630. Juni 2015
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Reservoir Characterization$3.339$597$5.165$1.327
Drilling4.5275427.3911.450
Production4.4472986.764941
Cameron1.536243--
Ausbuchungen und Sonstiges(165) (32)(62) (17)
Betriebsergebnis vor Steuern1.6483.701
Konzern und Sonstiges(413)(390)
Zinserträge(1)3714
Zinsaufwendungen(1)(256)(156)
Belastungen und Gutschriften  (2.908)  (439)
$13.684 $(1.892)$19.258 $2.730 
 

(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen 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 der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das zweite Quartal 2016?

Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit lag bei 1,6 Milliarden US-Dollar für das zweite Quartal von 2016 und schloss ungefähr 285 Millionen US-Dollar an Abfindungszahlungen und 100 Millionen US-Dollar Zahlungen in Verbindung mit einmaligen Transaktionen ein, die mit der Übernahme von Cameron während des Quartals im Zusammenhang stehen.
 

3)

Wie hoch war der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Halbjahr 2016?

Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit lag bei 2,8 Milliarden US-Dollar für das erste Halbjahr von 2016 und schloss ungefähr 545 Millionen US-Dollar an Abfindungszahlungen und 100 Millionen US-Dollar Zahlungen in Verbindung mit einmaligen Transaktionen ein, die mit der Übernahme von Cameron während des Quartals im Zusammenhang stehen.
 

4)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz des Nettogewinns aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im zweiten Quartal 2016?

Der freie Cashflow, der 855 Millionen US-Dollar betrug und Abfindungszahlungen in Höhe von ungefähr 285 Millionen US-Dollar, 100 Millionen US-Dollar an Zahlungen in Verbindung mit einmaligen Transaktionen, Capex-Ausgaben in Höhe von ungefähr 449 Millionen US-Dollar, SPM-Investitionen in Höhe von ungefähr 132 Millionen US-Dollar, sowie seismische Multiclient-Daten in Höhe von ungefähr 166 Millionen US-Dollar umfasste, belief sich als Prozentsatz des Nettogewinns aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im zweiten Quartal 2016 auf 268 Prozent.
 

5)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im ersten Halbjahr 2016?

Der freie Cashflow, der 782 Millionen US-Dollar betrug und Abfindungszahlungen in Höhe von ungefähr 545 Millionen US-Dollar, 100 Millionen US-Dollar an Zahlungen in Verbindung mit einmaligen Transaktionen, Capex-Ausgaben in Höhe von ungefähr 998 Millionen US-Dollar, SPM-Investitionen in Höhe von ungefähr 729 Millionen US-Dollar, sowie seismische Multiclient-Daten in Höhe von ungefähr 333 Millionen US-Dollar umfasste, belief sich als Prozentsatz des Nettogewinns aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im ersten Halbjahr 2016 auf 92 Prozent.
 

6)

Was sind die Erwartungen für Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2016?

Für 2016 werden Capex-Ausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) in Höhe von 2,2 Milliarden US-Dollar erwartet, einschließlich von drei Quartalen von Capex für die übernommenen Cameron-Geschäftsbereiche.
 

7)

Was war in "Zinsen und sonstige Erträge" für das zweite Quartal 2016 enthalten?

Die "Zinsen und sonstigen Erträge" für das zweite Quartal 2016 beliefen sich auf 54 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 24 Millionen US-Dollar und Zinserträgen in Höhe von 30 Millionen US-Dollar zusammen.
 

8)

Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das zweite Quartal 2016 auszuweisen?

Die Zinserträge in Höhe von 30 Millionen US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um 11 Millionen US-Dollar. Die Zinsaufwendungen in Höhe von 149 Millionen US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um 16 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 (einschließlich von Abschreibungen zu immateriellen Vermögenswerten im Ergebnis der Übernahme vom Cameron), sowie gewissen zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.
 

10)

Was war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) für das zweite Quartal 2016?

Der effektive Steuersatz (ETR) für das zweite Quartal 2016 betrug bei einer Kalkulation in Übereinstimmung mit GAAP 14,6 Prozent, verglichen 15,9 Prozent für das erste Quartal 2016.
 
Der effektive Steuersatz (ETR) für das zweite Quartal 2016 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 16,2 Prozent, was im Vergleich zu 15,9 Prozent aus dem ersten Quartal 2016 steht.
 

11)

Wie viele Stammaktien waren zum 30. Juni 2016 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber dem Ende des letzten Quartals?

Zum 30. Juni 2016 waren 1.391 Milliarden Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 31. März 2016 bis zum 30. Juni 2016.

 

(Angaben in Millionen US-Dollar)

Ausgegebene Aktien zum 31. März 20161.252
Übernahme von Cameron138
An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien1
Übertragung von Belegschaftsaktien-
Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien-
Aktienrückkaufprogramm-
Zum 30. Juni 2016 im Umlauf befindliche Aktien1.391
 

12)

Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien im zweiten Quartal 2016 und im ersten Quartal 2016, 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 unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird?

Das gewichtete Mittel ausstehender Aktien während des zweiten Quartals 2016 und des ersten Quartals 2016 betrug 1.389 beziehungsweise 1.254 Milliarden.
 
Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten Gewinne je Aktie ausschließlich von Belastungen und Gutschriften verwendet wird.
 (Angaben in Millionen US-Dollar)

Zweites Quartal
2016

   

Erstes Quartal
2016

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien1.389  

 

1.254
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen3

 

1
Gesperrte Belegschaftsaktien5  

 

4
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung1.397  

 

1.259
 

13)

Wie hoch waren die Multiclient-Verkäufe im zweiten Quartal 2016?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im zweiten Quartal 2016 auf 145 Millionen US-Dollar und im ersten Quartal 2016 auf 77 Millionen US-Dollar.
 

14)

Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des zweiten Quartals 2016?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des zweiten Quartals 2016 betrug 865 Millionen US-Dollar. Zum Ende des ersten Quartals 2016 betrug er 966 Millionen US-Dollar.
 

15)

Wie hoch war der Bestell- und Auftragsbestand für die Segmente Subsea und Drilling von Cameron?

Der Bestell- und Auftragsbestand für Subsea und Drilling war wie folgt:
 (Angaben in Millionen US-Dollar)
Bestellungen

Zweites
Quartal 2016

   

Erstes Quartal
2016

Subsea$ 315   $ 305
Drilling$ 166

 

$ 150
 
Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraumes)
Subsea$ 2.642$ 2.870
Drilling$ 1.050

 

$ 1.308
 

16)

Worauf beziehen sich die verschiedenen Belastungen, die Schlumberger im zweiten Quartal 2016 verzeichnet hat?

 

Belastungen aus Wertberichtigung:

Aufgrund der anhaltend ungünstigen 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, was im zweiten Quartal folgende Wertberichtigungsbelastungen in Höhe von 1,9 Milliarden US-Dollar zur Folge hatte:
-- 1,058 Milliarden US-Dollar Wertberichtigungen auf Anlagevermögen vor allem im Zusammenhang mit wenig genutzten Anlagen und Ausrüstungen.
-- 616 Millionen US-Dollar Wertberichtigungen des Buchwertes bestimmter Bestände.
-- 198 Millionen US-Dollar Wertminderung von seismischen Multiclient-Daten.
-- 55 Millionen US-Dollar an weiteren Restrukturierungskosten.
Schlumberger geht nicht davon aus, dass infolge dieser Belastungen durch Wertminderungen signifikante Barauslagen entstehen werden.

 

Stellenabbau:

Als Ergebnis der Schwäche bei Aktivitäten, deren Andauern wir für das gesamte Jahr 2016 erwarten, hat Schlumberger beschlossen, weiter Personal abzubauen. Infolgedessen verzeichnete Schlumberger im zweiten Quartal Belastungen vor Steuer in Verbindung mit diesem Personalabbau in Höhe von 646 Millionen US-Dollar.
 

Fusions- und Integrationskosten im Zusammenhang mit der Cameron-Übernahme:

Im Zusammenhang mit der Übernahme von Cameron durch Schlumberger verzeichnete Schlumberger Belastungen vor Steuern in Höhe von 335 Millionen US-Dollar, die aus 150 Millionen US-Dollar in Verbindung mit der nicht zahlungswirksamen Abschreibung von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände; 92 Millionen US-Dollar auf Geldleistungen an Mitarbeiter im Zusammenhang mit Fusionen und Honorar; und 93 Millionen US-Dollar weiterer Kosten im Zusammenhang mit Fusionen und Integration.
 

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, Förderungs- und Verarbeitungsvorgänge in der Erdöl- und Erdgasindustrie. Schlumberger ist in mehr als 85 Ländern tätig, beschäftigt rund 100.000 Mitarbeiter aus über 140 Staaten und liefert das in der Branche umfassendste Sortiment an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis zur Förderung sowie Lösungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von Lagerstätten gewährleistet werden kann.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag und wies 2015 einen Umsatz in Höhe von 35,47 Milliarden US-Dollar aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

* Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

Fußnoten

Schlumberger veranstaltet am Freitag, den 22. Juli 2016 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognose. Die Telefonkonferenz beginnt um 7:00 Uhr US Central Time (CT), das heißt um 8:00 Uhr (Eastern Time) und 13:00 Uhr Londoner Zeit. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 288-8967 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 333-4911 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem "Schlumberger Earnings Conference Call". Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 22. August 2016 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1-800-475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1-320-365-3844 für Anrufe außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 392686 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 30. September 2016 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.

Dieser Ergebnisbericht für das zweite Quartal 2016 sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten "zukunftsbezogene Aussagen" im Sinne des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: unsere Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; erhöhte Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen Regionen in den einzelnen Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und Steigerung der Förderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien; Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie; die Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger; die erwarteten Vorteile der Cameron-Transaktion; der 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 Exploration und Förderung bei den Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl- und Erdgas; allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in entscheidenden Regionen der Welt; Risiken im Zusammenhang mit ausländischen Währungen; Preiserosionen; Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren; betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Streichungen; Förderungsrückgänge; Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Offshore-Öl- und -Gas-Exploration, radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz; die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden; die Möglichkeit, dass Cameron nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden; die Möglichkeit, dass entscheidende Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben; sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das zweite Quartal 2016 sowie unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K, die bei der Wertpapierbehörde der USA (Securities und Exchange Commission, SEC) eingereicht oder zur Verfügung gestellt wurden, 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.

Schlumberger Limited
Simon Farrant - Schlumberger Limited, Vice President Anlegerpflege
Joy V. Domingo - Schlumberger Limited, Leiter Anlegerpflege
Büro +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

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