ROHSTOFF INTERNATIONAL

11:45 | 27.10.2017
Schlumberger gibt Finanzergebnisse des dritten Quartals 2017 bekannt

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das dritte
Quartal 2017 ausgewiesen.

 

 

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)

Dreimonatszeitraum bis
 
Veränderung

30. Sept. 2017
 

30. Juni 2017

 

30. Sept. 2016

gegenüber Vorquartal
 
gegenüber Vorjahr
Umsatz

7.905 USD

7.462 USD

7.019 USD

6 %
13 %
Betriebsgewinn vor Steuern

1.059 USD

950 USD

815 USD

11 %
30 %
Betriebsmarge vor Steuern

13,4%

12,7

%

11,6

%

66 bps
178 bps
Nettogewinn/(-verlust) (GAAP-Grundlage)

545 USD

(74 USD

)

176 USD

n. a.
209 %
Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften*

581 USD

488 USD

353 USD

19 %
65 %
Verwässerter Gewinn/(Verlust) je Aktie (GAAP-Grundlage)

0,39 USD

(0,05 USD

)

0,13 USD

n. a.
200 %
Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Belastungen und Gutschriften*

0,42 USD

0,35 USD

0,25 USD

20 %
68 %

 

*Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen.
Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und
Gutschriften“.

n. a. = nicht aussagekräftig

Der Vorsitzende und CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard, erläuterte
dies wie folgt: „Unsere Umsätze im dritten Quartal stiegen gegenüber dem
Vorquartal um 6 %, während der Betriebsgewinn vor Steuern um 11 %
anstieg, was zu einem Gewinn je Aktie unter Ausschluss der Kosten für
die Cameron-Integration von 0,42 USD führte. Dieser wiederum ist 20 %
höher als im zweiten Quartal.

Die Steigerung der Aktivitäten im dritten Quartal wurde erneut durch
unseren GeoMarket auf dem nordamerikanischen Festland angeführt, wo wir
trotz des abnehmenden Wachstums hinsichtlich der Anzahl Förderanlagen
weitere Marktanteile bei Fracking- und Bohrdienstleistungen erreichten.
Wir verzeichneten zudem gegenüber dem Vorquartal starke Steigerungen bei
Aktivitäten in Russland, in der Nordsee und in Asien, während die
Aktivitäten in der restlichen Welt im Vergleich zum zweiten Quartal im
Wesentlichen gleich geblieben sind.

Aus technologischer Sicht wurde das Umsatzwachstum durch die Production
Group angekurbelt, wo durch laufende Steigerungen der Anteile im
Fracking-Markt auf dem nordamerikanischen Festland sowie durch vermehrte
Projektarbeiten zu unkonventionellen Ressourcen im Nahen Osten gegenüber
dem Vorquartal ein Anstieg von 15 % verzeichnet wurde. Die Umsätze der
Reservoir Characterization Group stiegen um 1 %, da starke Aktivitäten
bei Wireline in Russland und in der Nordsee durch geringere
Explorationsaktivitäten für WesternGeco teilweise aufgehoben wurden. Der
Umsatz der Cameron Group steigerte sich um 3 % aufgrund des höheren
Produktabsatzes im Bereich Surface Systems auf dem nordamerikanischen
Festland. Der Umsatz der Drilling Group nahm um 1 % zu, da die
PowerDrive-Orbit*-Technologien auf dem nordamerikanischen Festland nach
wie vor ausverkauft waren und wir wichtige Projekte für Integrated
Drilling Services (IDS) in Mexiko und im Irak abschlossen, die erst
Anfang 2018 wieder aufgenommen werden.

In geografischer Hinsicht stieg der Umsatz in Nordamerika um 18 %, da
wir den Neueinsatz unserer ungenutzten Fracking-Kapazitäten hoch halten
konnten. Die Umsätze auf dem nordamerikanischen Festland stiegen
gegenüber dem Vorquartal um 23 %, womit sie die 12-prozentige Zunahme
bei Förderanlagen deutlich übertrafen. Umsätze mit Fracking nahmen um
42 % zu. In den vergangenen sechs Monaten haben wir die Anzahl aktiver
Fracking-Flotten auf dem nordamerikanischen Festland mehr als verdoppelt
und haben nun praktisch alle verfügbaren Kapazitäten erneut im Einsatz.
Dies führte zu vorübergehenden Kosten und Ineffizienzen in den
Feldbetrieben und in unserem Vertriebsnetz, die sich im vierten Quartal
bemerkbar machen werden. Im US-amerikanischen Golf von Mexiko schwächten
sich die Aktivitäten im dritten Quartal weiter ab, und auf Grundlage
aktueller Kundenvorhaben sind die Prognosen für diese Region düster.

Auf den internationalen Märkten waren die Umsätze größtenteils
unverändert gegenüber dem zweiten Quartal, wobei Europa/GUS/Afrika
aufgrund starker Aktivitäten im Sommer in den GeoMarkets Russland und
Zentralasien, Vereinigtes Königreich und Kontinentaleuropa sowie
Norwegen und Dänemark um 5 % zulegte. Die Umsätze in Nahost und Asien
waren gegenüber dem Vorquartal unverändert, da das Wachstum in den
GeoMarkets Saudi-Arabien und Bahrain, Fernost und Australien sowie Süd-
und Ostasien durch einen Rückgang im Irak nach dem Abschluss eines
IDS-Projekts aufgehoben wurde. Die Umsätze in Lateinamerika gingen
infolge geringerer Verkäufe von Multiclient-Seismiklizenzen und des
Abschlusses von IDS-Projekten im GeoMarket Mexiko und Zentralamerika um
8 % zurück.

Wenn man die Industrie als Ganzes betrachtet, zeigt der Rückgang der
weltweiten Erdölbestände im dritten Quartal deutlich auf, dass der
Erdölmarkt ein Gleichgewicht erreicht hat, das sich in der Steigerung
des Erdölpreises im vergangenen Monat widerspiegelt. Diese Auffassung
wird durch die folgenden positiven Zeichen gestützt. Erstens scheint
sich der Investitionshunger auf dem nordamerikanischen Festland
abzuschwächen, was dadurch erreicht wird, dass sich E&P-Unternehmen
zunehmend auf finanzielle Erträge und auf die Notwendigkeit
konzentrieren, mit dem verfügbaren Cashflow zu wirtschaften, statt eine
Steigerung der Fördermengen anzustreben. Zweitens deuten Bemerkungen von
mehreren OPEC-Staaten am Persischen Golf sowie von Russland darauf hin,
dass eine Verlängerung der bestehenden Produktionskürzungen über die
aktuell vereinbarten neun Monate hinaus möglich ist. Und drittens
verbleibt das Investitionsniveau auf Produktionsebene außer auf dem
nordamerikanischen Festland, in den zu OPEC gehörenden Golfstaaten und
in Russland beispiellos tief, was die Wahrscheinlichkeit eines
mittelfristigen Lieferengpasses weltweit erhöht und die Dringlichkeit
höherer Investitionen steigert.

Eine Fortsetzung dieser Markttendenzen schafft zusammen mit weiteren
stetigen Rückgängen bei den weltweiten Erdölbeständen die notwendige
Grundlage für eine weitere Steigerung des Erdölpreises und die
anschließende Zunahme von globalen E&P-Investitionen. Und obwohl nach
wie vor Ungewissheit bezüglich des genauen Zeitpunkts dieser Erholung
der Branche besteht, sehen wir einige Marktfaktoren und Anhaltspunkte,
die uns im Hinblick auf die Prognosen für unsere globalen
Geschäftstätigkeiten zunehmend positiv und optimistisch stimmen. Es
lohnt sich auch, anzumerken, dass der geopolitische Risikoaufschlag auf
den Ölpreis, der in der Vergangenheit recht erheblich war, heute in
vielerlei Hinsicht durch Rabatte infolge des Überangebots ersetzt worden
ist. Angesichts der merklichen Verschärfung von Angebot und Nachfrage
und der aktuellen geopolitischen Spannungen in vielen der weltweit
wichtigsten erdölproduzierenden Regionen könnte ein geopolitischer
Risikoaufschlag auch wieder zu einem signifikanten Faktor werden.

Auf Grundlage dieses betrieblichen und makroökonomischen Hintergrunds
konzentrieren wir uns weiterhin auf die Betreuung unserer Kunden und die
Umsetzung unserer Qualitäts- und Effizienzpläne und bleiben im Hinblick
auf weitere strategische Investitionen opportunistisch. Wir sehen die
Position von Schlumberger auch weiterhin an der Spitze der Branche, wenn
sich der globale Aufschwung bei Aktivitäten nun langsam, aber sicher
bemerkbar macht. Zuletzt möchte ich mich bei den über 600 Vertretern von
mehr als 200 E&P-Unternehmen und Branchenverbänden aus über 60 Ländern
bedanken, die im September am SIS Global Forum in Paris teilnahmen. Das
Interesse und der Support für die neuen Möglichkeiten der
Zusammenarbeit, die an dem Forum vorgestellt wurden, hat bestätigt, dass
die Branche bessere Zusammenarbeit und digitale Einbindung zur
Effizienzsteigerung sowie zur Senkung der Kosten pro Barrel zu nutzen
beginnt.“
Sonstige Ereignisse
Während des Quartals kaufte Schlumberger 1,5 Millionen Stammaktien zu
einem Durchschnittspreis von je 66,04 USD für insgesamt 98 Mio. USD
zurück.

Am 22. August 2017 erwarb Schlumberger den Anteil von Petrofac an
Petro-SPM Integrated Services S.A. de C.V. (Petro-SPM), dem
Auftragnehmer für integrierte Dienstleistungen in Pánuco in Mexiko.
Demzufolge besitzt Schlumberger nun 100 % von Petro-SPM.

Am 6. Oktober 2017 unterzeichneten Schlumberger und Borr Drilling eine
erweiterte Kooperationsvereinbarung für integrierte Bohraufträge auf
Leistungsbasis im Markt für Offshore-Hubinseln, in deren Rahmen die
globale Präsenz, Infrastruktur und Fachkompetenz von Schlumberger mit
der modernen Hubinselflotte von Borr Drilling kombiniert wird.

Am 18. Oktober 2017 stimmte der Verwaltungsrat des Unternehmens einer
vierteljährlichen Bardividende von 0,50 USD je in Umlauf befindlicher
Stammaktie zu, die am 12. Januar 2018 an zum 6. Dezember 2017
eingetragene Aktieninhaber auszuzahlen ist.

Am 19. Oktober 2017 schlossen Schlumberger Production Management (SPM)
und Torxen Energy, eine private kanadische E&P-Gesellschaft, einen
Kaufvertrag über die Anlagen im Palliser-Block in der kanadischen
Provinz Alberta von Cenovus Energy, einem integrierten kanadischen
Erdölunternehmen, für eine Gegenleistung in bar von ca. 1 Mrd. USD
(1,30 Mrd. CAD) ab. Der Palliser-Block besteht aus Erdöl- und
Erdgasbohrungen, oberirdischen Anlagen, einem Pipeline-Netz und Öl- und
Gaserschließungsrechten auf ca. 800.000 Acres
(ca. 3.237 Quadratkilometer). Der Palliser-Block grenzt an die
Ländereien, die dem im Frühjahr gegründeten Joint Venture von SPM und
Torxen bereits zugesprochen wurden. Gemäß dem Vertrag, der noch den
üblichen Abschlussbedingungen unterliegt, ist Schlumberger der
Mehrheitseigentümer mit Anrecht auf exklusive Servicebereitstellung und
Torxen der Betreiber.
Konsolidierter Umsatz nach geografischem Gebiet

 

 

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis
 
Veränderung

30. Sept. 2017
 

30. Juni 2017

 

30. Sept. 2016

 
gegenüber Vorquartal
 
gegenüber Vorjahr
Nordamerika

2.602

2.202 USD

1.699 USD

18 %
53 %
Lateinamerika

952

1.039

992

–8 %
–4 %
Europa/GUS/Afrika

1.838

1.750

1.872

5 %
–2 %
Nahost und Asien

2.357

2.347

2.385


–1 %
Sonstige

156

124

71

n. a.
n. a.

7.905 USD

7.462 USD

7.019 USD

6 %
13 %

 

Umsätze in Nordamerika

2.602 USD

2.202 USD

1.699 USD

18 %
53 %
Internationale Umsätze

5.147 USD

5.136 USD

5.249 USD


–2 %

 

n. a. = nicht aussagekräftig

Die Umsätze im dritten Quartal stiegen gegenüber dem Vorquartal um 6 %
auf 7,9 Mrd. USD, wobei sie in Nordamerika um 18 % zunahmen und
international im Wesentlichen unverändert blieben.
Nordamerika
In Nordamerika nahmen die Umsätze gegenüber dem Vorquartal nach dem fast
vollständigen Neueinsatz unserer Fracking-Kapazitäten auf dem Festland
um 18 % zu, und die Fracking-Aktivitäten blieben während des dritten
Quartals robust. Diese Aktivitätssteigerung wurde durch
Betriebsstörungen aufgrund von Hurrikan Harvey sowie weitere
Aktivitätsschwächen im Offshore-Bereich des US-amerikanischen Golfs von
Mexiko teilweise aufgehoben. Die Umsätze auf dem nordamerikanischen
Festland verzeichneten ein Wachstum um 23 % gegenüber dem Vorquartal,
was auf ein Umsatzwachstum von 42 % im Fracking-Bereich infolge des
vermehrten Neueinsatzes der Flotte, den Gewinn von Marktanteilen und
bessere Preise zurückzuführen ist. Das Umsatzwachstum im
Fracking-Bereich übertraf die Zunahme der Anzahl Phasen auf dem
Gesamtmarkt von 22 % bei Weitem. Die Umsätze im Zusammenhang mit
Richtungsbohrungen auf dem nordamerikanischen Festland waren ebenfalls
22 % höher, da sich Drehsteuersysteme und Bohrtechnologien zur Bohrung
längerer Verzweigungen weiterhin einer großen Nachfrage erfreuten.
Vermehrte Produktverkäufe und Dienstleistungen bei Cameron Surface
Systems trugen ebenso zu den starken Finanzleistungen bei.
Internationale Gebiete
Die Umsätze in Lateinamerika sanken gegenüber dem Vorquartal um
8 % infolge des Abschlusses der Charakterisierung von Lagerstätten sowie
einiger Bohraktivitäten im GeoMarket für Mexiko und Zentralamerika. Die
Umsätze in den GeoMarkets des nördlichen und südlichen Lateinamerikas
waren im Wesentlichen unverändert mit geringfügig zunehmenden
Aktivitäten bei SPM-Projekten in Ecuador und Aktivitäten der Drilling
and Production Group in Argentinien.

Die Umsätze in Europa/GUS/Afrika  waren im Vergleich zum
Vorquartal 5 % höher aufgrund vermehrter Aktivitäten bei sämtlichen
Produktgruppen zu den sommerlichen Spitzenzeiten in den GeoMarkets
Russland und Zentralasien, Vereinigtes Königreich und Kontinentaleuropa
sowie Norwegen und Dänemark. Die Umsatzsteigerungen im GeoMarket
Russland und Zentralasien sind auf starke Aktivitäten der Production
Group auf dem russischen Festland und vermehrte Aktivitäten in den
Bereichen Wireline sowie Testing & Process auf Sachalin und in Astrachan
zurückzuführen. Die Umsatzsteigerungen im GeoMarket Vereinigtes
Königreich und Kontinentaleuropa ergaben sich aus der Wiederaufnahme von
IDS-Projekten in Italien und besseren Wireline-Aktivitäten im
Vereinigten Königreich. Starke Aktivitäten bei Wireline und der
Production Group trugen zu den Umsatzsteigerungen im GeoMarket Norwegen
und Dänemark bei.

Die Umsätze in Nahost und Asien waren gegenüber dem Vorquartal im
Wesentlichen unverändert. Aktivitäten der Production and Drilling Group
nahmen vornehmlich in den GeoMarkets Saudi-Arabien und Bahrain, Fernost
und Australien sowie Süd- und Ostasien zu. Diese Zunahmen wurden jedoch
durch einen Rückgang im Irak nach dem Abschluss eines IDS-Projekts
aufgehoben. Die Aktivitätszunahme in Saudi-Arabien ist auf vermehrte
Projekte mit unkonventionellen Ressourcen zurückzuführen, die zu höheren
Umsätzen für Integrated Production Services (IPS) und IDS führten,
während das Umsatzwachstum im GeoMarket Fernost und Australien
vermehrten Bohrtätigkeiten in Indonesien und Australien zu verdanken ist.
Reservoir Characterization Group

 

 

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis
 
Veränderung

30. Sept. 2017
 

30. Juni 2017

 

30. Sept. 2016

gegenüber Vorquartal
 
gegenüber Vorjahr
Umsatz

1.771 USD

1.759 USD

1.667 USD

1 %
6 %
Betriebsgewinn vor Steuern

311 USD

299 USD

329 USD

4 %
–5 %
Betriebsmarge vor Steuern

17,6%

17,0

%

19,7

%

56 bps
–217 bps
Die Umsätze der Reservoir Characterization Group stiegen mit
1,8 Mrd. USD, von denen 79 % aus internationalen Märkten kamen,
gegenüber dem Vorquartal um 1 % aufgrund von saisonal höheren
Aktivitäten in den Bereichen Wireline sowie Testing & Process in den
GeoMarkets Russland und Zentralasien sowie Norwegen und Dänemark. Die
Umsätze in den Bereichen Wireline sowie Testing & Process waren stark
auf Sachalin und in Astrachan. Ein Explorationsprojekt in Norwegen trug
ebenfalls zu der Steigerung bei. Die Ergebnisse der Gruppe wurden durch
geringere Umsätze bei WesternGeco teilweise aufgehoben, die größtenteils
auf geringere Verkäufe von Multiclient-Seismiklizenzen im Anschluss auf
die starken Absätze in Mexiko im Vorquartal zurückzuführen sind.

Die Betriebsmarge vor Steuern stieg im Vergleich zum Vorquartal um
56 bps auf 18 %, wobei der erhöhte Beitrag von margenstarken Aktivitäten
im Bereich Wireline durch die geringere Rentabilität bei WesternGeco
aufgrund der sinkenden Verkäufe von Multiclient-Seismiklizenzen
aufgehoben wurde.

Ein Höhepunkt des dritten Quartals war die Veranstaltung des SIS Global
Forum 2017 in Paris, an dem Vertreter von über 200 E&P-Unternehmen und
Branchenverbänden aus mehr als 60 Ländern, die für 70 % der weltweiten
Kohlenwasserstoffproduktion verantwortlich sind, teilnahmen. Zentrales
Thema der Konferenz war die bessere Nutzung von Daten und Fachkompetenz
in der Erdöl- und Erdgasbranche, indem die richtigen Informationen zur
richtigen Zeit an die richtigen Leute gelangen und indem neu definiert
wird, wie Zusammenarbeit und digitale Einbindung noch weiter verbessert
werden können.

An diesem Forum stellte Schlumberger die kognitive E&P-Umgebung DELFI*
für sichere Zusammenarbeit zwischen E&P-Teams unter Nutzung digitaler
Technologien vor. Durch Analytik und maschinelles Lernen,
Hochleistungsrechner und das Internet der Dinge soll die operative
Effizienz gesteigert und die Produktion zu den tiefsten Kosten pro
Barrel optimiert werden. Mit dem Start der DELFI-Umgebung ist ein
E&P-Datensee aus mehr als 1.000 seismischen 3D-Studien, 5 Millionen
Förderbohrungen, 1 Million Bohrprofilen und 400 Millionen
Produktionsaufzeichnungen aus aller Welt auf der Google-Cloud-Plattform
eingerichtet worden.

Schlumberger stellte zudem die digitale Planungslösung DrillPlan* für
den Bau von Förderbohrungen vor, die den ersten Schritt in der
kognitiven E&P-Umgebung DELFI darstellt. Die DrillPlan-Lösung ist
Bestandteil eines vollstufigen Angebots im Bereich von Förderbohrungen.
Die mit Schwerpunkt auf die Verbesserung der Zusammenarbeit unter den
Nutzern entwickelte DrillPlan-Lösung bietet Bohrteams eine neuartige
Arbeitsmethode. Betreiber und Serviceunternehmen haben Zugang zu allen
erforderlichen Daten und wissenschaftlichen Erkenntnissen über ein
gemeinsames System, das einen zyklischen Arbeitsfluss ermöglicht, in dem
bestehende Pläne durch Hinzufügen neuer Daten laufend optimiert werden.

Die Ergebnisse der Reservoir Characterization Group wurden durch die
Tätigkeiten des Bereichs Integrated Services Management (ISM)
verbessert, wo speziell ausgebildete Projektmanager die Organisation,
Planung und Koordination der Aktivitäten für die an einem Projekt
beteiligten Produktlinien von Schlumberger übernehmen. Die Ergebnisse im
dritten Quartal wurden ferner durch neue Auftragsvergaben und
Technologieeinsätze aufgewertet.

In Mexiko unterstützte ISM die Durchführung und Auswertung der
Explorationsbohrung Zama-1 durch Talos Energy LLC. ISM verwendete die
Dienstleistung proVISION Plus* für Magnetresonanz während des
Bohrvorgangs, um eine erste Einschätzung der Qualität und Permeabilität
des Reservoirs in Echtzeit zu ermöglichen. Durch den Dienst
PressureXpress* für Messungen des Reservoirdrucks während des
Aufzeichnungsvorgangs wurde ein Flüssigkeitsgradient mit
Kohlenwasserstoffen bestätigt. Anschließend wurde ein modularer
Formationsdynamiktester (MDT*) von Wireline zusammen mit dem System
InSitu Fluid Analyzer* für Flüssigkeitsanalysen in Echtzeit im Bohrloch
eingesetzt. Die PVT-Analyse der Flüssigkeitsproben aus dem Reservoir
bestätigte den Fund einer Leichtöl-Kohlenwasserstofffraktion.

Im Offshore-Bereich in Malaysia leistete ISM einen wesentlichen Beitrag
zu der erfolgreichen Fertigstellung von drei horizontalen
Erschließungsbohrungen durch Ophir Production Sdn Bhd in einem höchst
komplexen Reservoirsystem, wodurch die Kosten um 35 % und die Bohr- und
Abschlussarbeiten im Vergleich zum Plan um 20 % gesenkt werden konnten.
Die dafür eingesetzten Technologien umfassten GeoSphere* von Drilling &
Measurements für die Kartierung während des Bohrvorgangs, EcoScope*†
für multifunktionale Bohrlochmessungen während des Bohrvorgangs,
proVISION* für nukleare Magnetresonanz sowie Serviceleistungen von
Geoservices Drilling Analyst. Die Kombination dieser Technologien und
Serviceleistungen trug überdies zu einem neuen Bohrrekord von mehr als
1.000 m pro Tag in einem 12,25-Zoll-Loch bei.

Statoil Brazil vergab einen Auftrag an Schlumberger für die Durchführung
einer bevorstehenden Explorationskampagne am brasilianischen
Kontinentalschelf. Bereitgestellt werden sollen Leistungen und Produkte
wie Richtungsbohrungen, Bohrspitzen, Scheren, Beschleuniger,
Fangscheren, Räumer, Aufweitköpfe, Messungen während des Bohrvorgangs,
Drahtleitungen, Schlammmessungen, Zementierungsarbeiten und Tests. Der
Leistungsumfang gemäß Auftrag umfasst ultratiefe Pre- und
Post-Salt-Bohrungen, die Arbeiten haben im Juni 2017 begonnen.

In Norwegen nutzte Wireline die Radialsondentechnologie Saturn* 3D in
einer Explorationsbohrung für Lundin in der Barentssee. Die Kombination
des modularen Formationsdynamiktesters MDT mit der Saturn-3D-Technologie
und dem System InSitu Fluid Analyzer für Flüssigkeitsanalysen in
Echtzeit im Bohrloch ermöglichte eine ausführliche Beurteilung der
Qualität des Karbonatvorkommens sowie die Sicherstellung repräsentativer
Proben aus dem Formationswasser. Außerdem wurde die Multisensoranwendung
zur Modellierung einer wasserbasierten Schlammkontamination aus der
Bohrsoftwareplattform Techlog* eingesetzt, um Qualität und Kontamination
der Wasserproben besser vorhersagen zu können. Diese Technologien halfen
dem Kunden bei der Senkung der Risiken im Zusammenhang mit der
Konzeption des optimalen Testprogramms für die Wasserinjektion im Feld.

Im Offshore-Bereich im zu China gehörenden Südchinesischen Meer setzte
Wireline eine Kombination von Technologien in einem Bohrloch mit hohen
Temperaturen, hohem Druck und äußerst geringer Permeabilität für die
China National Offshore Oil Company Limited (CNOOC) Zhanjiang ein. Die
Technologien umfassten die Radialsonde Saturn 3D und den robusten
modularen Formationsdynamiktester MDT Forte*. Der Kunde sparte ungefähr
zehn Betriebstage ein, was 2 Mio. USD entspricht, da kein Bohrlochtest
in diesen schwierigen Bedingungen durchgeführt werden musste.

Im Offshore-Bereich in Malaysia schloss WesternGeco eine
hybrid-seismische Erkundung für Roc Oil (Sarawak) Sdn Bhd mit einem
neuen Mehrzweckschiff (MPV) ab – dabei handelt es sich um die erste
derartige Arbeit in der Branche. Die seismische 3D-Erhebung über 340 km2
wurde vor der Küste des malaysischen Bundesstaats Sarawak mithilfe eines
Arrays mit drei Quellen und gleichzeitiger Aufzeichnung durch
Schlepp-Streamer und Knoten am Meeresboden durchgeführt, um bestehende
Hindernisse zu überwinden – und all dies mit einem einzigen
Seismikschiff. Das MPV WG Vespucci erfasste die hochwertigen
seismischen Daten vom Meeresboden in Ergänzung zu den seismischen Daten
von den Streamern, ohne auf mehrere Erfassungsschiffe und Mannschaften
zurückgreifen zu müssen, was zu Kostensenkungen und mehr Effizienz bei
gleichzeitigem Erreichen der Erhebungsziele führte.

Im Offshore-Bereich in Südkorea setzte WesternGeco die isometrische
seismische Meerestechnologie IsoMetrix* ein, um eine seismische
Breitbanderfassung für die Korea National Oil Corporation über dem
größten Produktionsfeld für Kohlenwasserstoffe des Unternehmens in der
Nähe von Busan durchzuführen. Die Erfassung erfolgte in einer komplexen
Umgebung mit Schiffsverkehr und dicht gedrängten Fischereiaktivitäten
mit einem engen Zeitfenster aufgrund schlechter Wetterprognosen.
Drilling Group

 

 

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis
 
Veränderung

30. Sept. 2017
 

30. Juni 2017

 

30. Sept. 2016

gegenüber Vorquartal
 
gegenüber Vorjahr
Umsatz

2.120 USD

2.107 USD

2.021 USD

1 %
5 %
Betriebsgewinn vor Steuern

301 USD

302 USD

218 USD


38 %
Betriebsmarge vor Steuern

14,2%

14,3

%

10,8

%

–14 bps
339 bps
Die Umsätze der Drilling Group stiegen mit 2,1 Mrd. USD, von denen 73 %
aus internationalen Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 1 %. Die
Umsätze im Zusammenhang mit Richtungsbohrungen auf dem
nordamerikanischen Festland waren höher, da sich die Drehsteuersysteme
PowerDrive Orbit und etliche fortschrittliche Bohrtechnologien zur
Bohrung längerer Verzweigungen weiterhin einer großen Nachfrage
erfreuten. Die internationalen Umsätze gingen jedoch zurück, da
vermehrte IDS-Aktivitäten in Saudi-Arabien und der Beginn eines
IDS-Projekts in Italien durch den Abschluss wichtiger IDS-Projekte in
Mexiko und im Irak im Vorquartal, die erst Anfang 2018 wieder
aufgenommen werden, mehr als aufgewogen wurden.

Die Betriebsmarge vor Steuern war mit 14 % im Wesentlichen unverändert
gegenüber dem Vorquartal, da das größere Volumen und die verbesserte
Preisgestaltung infolge der stärkeren Aufnahme von Technologien von
Drilling & Measurements sowie Bits & Drilling Tools auf dem
nordamerikanischen Festland durch die geringere Rentabilität bei IDS
infolge des Abschlusses wichtiger internationaler Projekte aufgehoben
wurden.

Die Ergebnisse der Drilling Group im dritten Quartal wurden durch das
gesamte Technologiesortiment gestärkt. Dieses umfasst integrierte
Bohrsysteme, Bohrlochwerkzeuge, Bohrspitzen und Bohrflüssigkeiten. Diese
Technologien haben Kunden bei der Überwindung von technischen
Schwierigkeiten, der Steigerung der Betriebssicherheit und der Senkung
von Kosten geholfen.

Auf dem nordamerikanischen Festland brach Schlumberger weitere
Bohrrekorde. Drilling & Measurements nutzte eine Kombination aus
verschiedenen Technologien für Eclipse Resources, um die längste
horizontale Seitenbohrung auf dem Festland vorzunehmen. Die 19.630 Fuß
lange „Superlateralbohrung“ im Utica-Schiefer wurde in 121 Stunden
erstellt und verzeichnete eine Gesamtbohrgeschwindigkeit (ROP) von
162 Fuß/Std. Diese Bohrung übertrifft den vorherigen Längenrekord, der
ebenfalls von Eclipse gehalten wurde, um 158 Fuß und wurde um 37 %
schneller vorgenommen als jene. Die in einem einzigen Bohrdurchgang
realisierte Superlateralbohrung verhalf dem Kunden zu Einsparungen beim
Gesamtaufwand, indem die Anzahl der zur Erschließung des Reservoirs
erforderlichen horizontalen Penetrationen gesenkt wurde. Die
Technologien umfassten das Drehsteuersystem PowerDrive Orbit und den
TeleScope*-Service für Hochgeschwindigkeitstelemetrie während des
Bohrvorgangs in Kombination mit einem speziell angefertigten PDC-Meißel
aus polykristallinen Diamantplättchen von Smith Bits.

In New Mexico wurde die Technologie AxeBlade* mit gezahnten
Diamantmeißeln von Bits & Drilling Tools in einer Bohrung für Matador
Resources im Wolfcamp-Schiefergelände eingesetzt. In der Vergangenheit
waren Durchgänge mit einem Bohrkopf in diesem Gelände bis zum
Ablenkpunkt nicht einmal in 20 % der Versuche erfolgreich. Die
AxeBlade-Technologie bietet mehr Effizienz beim Schneiden und bei der
Wärmeableitung sowie bessere Schlagfestigkeit dank einer dickeren
Diamantschicht. Mit dieser Technologie konnte der Abschnitt in einem
einzigen Durchgang mit einer Steigerung der ROP um 35 % gegenüber dem
Durchschnittswert dieses Kunden im Jahr 2016 gebohrt werden.

Auf dem nordamerikanischen Festland steigerte Bits & Drilling Tools für
Cimarex die ROP um 57 % im STACK-Meramec-Gelände. Mit einer Kombination
aus dem AxeBlade-Meißel mit gezahnten Diamantelementen und dem
Drehsteuersystem PowerDrive Orbit von Drilling & Measurements wurde die
schnellste Seitenbohrung in der Länge einer Meile in dieser Formation
gebohrt.

In Kolumbien nutzte Bits & Drilling Tools die rollende
PDC-Cutter-Technologie ONYX 360* für Equion Energy, um
Bohrschwierigkeiten im Llanos-Becken zu überwinden. Die Technologie ONYX
360 ergab eine erhöhte Haltbarkeit des Meißels während des Bohrvorgangs
über drei verschiedene Druckfestigkeitsformationen. Die ROP war 3,5-mal
so hoch wie bei Offset-Durchläufen in denselben Formationen. Der Kunde
sparte in der Folge nahezu 3 Mio. USD bei den Betriebskosten.

In Russland setzte Bits & Drilling Tools die Technologie Direct XCD* mit
bohrfähigen Leichtmetallrohren in einer Bohrung für LUKOIL-Komi ein, um
die Bauzeit für das Bohrloch im Bayandyskoe-Feld zu reduzieren. In einer
früheren Offset-Bohrung ergaben sich durch das Aufquellen des Schiefers
Probleme mit der Stabilisierung des Bohrlochs, sodass die Bohrung
aufgrund umfangreicher Erweiterungsbohrungen erst in 20 Tagen
fertiggestellt werden konnte. Die Meißeltechnologie Direct XCD trug dazu
bei, dass diese Bohrung in nur 4 statt in 20 Tagen vorgenommen werden
konnte.

Im Offshore-Bereich in Indonesien konnte Kangean Energy Indonesia dank
Bits & Drilling Tools in einer vertikalen Explorationsbohrung in der
Tiefsee im Prospektionsgebiet South Saubi Bohrkosten in Höhe von mehr
als 1,4 Mio. USD einsparen. Durch das System Rhino RHE* mit zwei Räumern
für Engbohrlöcher konnte der Kunde 57 Betriebsstunden einsparen.

Im norwegischen Sektor der Nordsee nutzte M-I SWACO kombinierte
Technologien, sodass Aker BP ASA in einer Bohrung im Valhall-Feld
41 Bohrtage einsparen konnte. Bei den Technologien handelte es sich um
das hochleistungsfähige Wasser-in-Öl-Spülsystem RheGuard* zur
Optimierung der Lochsäuberung und das WARP-Konzentrat auf Ölbasis zur
Optimierung der Zementierungsarbeiten. Derselbe Kunde erreichte zudem
einen neuen Rekord im Ivar-Aasen-Feld, wo er mit dem Spülsystem RheGuard
bohrte und ein 9,625-Zoll-Rohr bei einer durchschnittlichen
Geschwindigkeit von mehr als 300 m/Std. auf Gesamttiefe verlegte.
Production Group

 

 

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis
 
Veränderung

30. Sept. 2017
 

30. Juni 2017

 

30. Sept. 2016

gegenüber Vorquartal
 
gegenüber Vorjahr
Umsatz

2.876 USD

2.496 USD

2.104 USD

15 %
37 %
Betriebsgewinn vor Steuern

283 USD

221 USD

91 USD

28 %
212 %
Betriebsmarge vor Steuern

9,8%

8,9

%

4,3

%

97 bps
552 bps
Die Umsätze der Production Group stiegen mit 2,9 Mrd. USD, von denen
53 % aus internationalen Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 15 %
aufgrund des fortlaufenden Gewinns von Marktanteilen im Fracking-Bereich
auf dem nordamerikanischen Festland sowie vermehrter Aktivitäten bei
Projekten zu unkonventionellen Ressourcen im Nahen Osten. Auf dem
nordamerikanischen Festland stieg der Umsatz im Fracking-Bereich infolge
des vermehrten Neueinsatzes der Flotte, des Gewinns von Marktanteilen
und besserer Preise um 42 % an. Diese Steigerung übertraf die Zunahme
von 22 % der Anzahl Phasen auf dem Gesamtmarkt. In den vergangenen sechs
Monaten hat das Unternehmen die Anzahl aktiver Fracking-Flotten auf dem
nordamerikanischen Festland mehr als verdoppelt und hat nun praktisch
alle verfügbaren Kapazitäten erneut im Einsatz. SPM wies zudem eine
Steigerung gegenüber dem Vorquartal aufgrund vermehrter
Projektaktivitäten in Ecuador und auf dem nordamerikanischen Festland
aus.

Die Betriebsmarge vor Steuern stieg mit 10 % gegenüber dem Vorquartal um
97 bps aufgrund der vermehrten Aktivität und der besseren
Preisgestaltung auf dem Festland in Nordamerika, während der Neueinsatz
mehrerer Flotten im dritten Quartal vorübergehende Kosten und
Ineffizienzen in den Feldbetrieben und im Vertriebsnetz verursachte. Die
Marge wurde aufgrund der zunehmenden Vorteile aus der vertikalen
Integration der Lieferkette im Fracking-Geschäft erhöht.

Die Ergebnisse der Production Group profitierten vom Einsatz einer Reihe
neuer Technologien.

In North Dakota nutzte Well Services zur Kontrolle der Abbruchgeometrie
den Dienst BroadBand Shield* bei der Stimulation von Bohrlöchern für
Whiting Petroleum, von denen drei zu den zehn förderreichsten Bohrungen
gehören, die im zweiten und dritten Quartal 2017 im Bakken-Schiefer
fertiggestellt wurden. Bei BroadBand Shield werden multimodale
Diverterelemente zur Kontrolle der Abbruchgeometrie eingesetzt, sodass
das Risiko eines Aufbrechens in unerwünschte Zonen minimiert wird. Die
mit dieser Technologie behandelten Bohrlöcher benötigen kleinere
Frakturbehandlungen, sodass Kosten optimiert werden und Kunden schneller
zur Förderung von Kohlenwasserstoffen übergehen können.

In Louisiana setzte Well Services den Aufbrechdienst BroadBand Sequence*
für Aethon Energy ein und erreichte bei einem Bohrloch im
Haynesville-Schiefer eine Förderung im obersten Quartil, nachdem ein
Block mit vier Bohrlöchern stimuliert worden war. Mittels BroadBand
Sequence wurden Tabletten zur Förderung von Umleitungen und zur
Stimulierung aller Perforations-Cluster eingebracht, und durch eine
Druckanalyse wurde die Stimulation über den perforierten Abschnitt
überprüft. In der Folge vergab Aethon Energy den Auftrag an
Schlumberger, mit einer speziellen Fracturing-Flotte 100 % der
Abschlussarbeiten in diesem Gebiet vorzunehmen.

In China setzte Well Services die BroadBand*-Dienste zur Fertigstellung
unkonventioneller Lagerstätten für die PetroChina Changqing Oilfield
Company (PCOC) bei Erdöl- und Erdgasbohrungen im Ordos-Becken ein. Mit
der BroadBand-Technologie wurden die Schwierigkeiten im Zusammenhang mit
der Fertigstellung nach einem herkömmlichen Geometrieansatz überwunden,
bei denen ein Teil der Perforations-Cluster und Fracking-Netze nichts
zur Förderung beitrug. Durch die BroadBand-Dienste wurde die Förderung
im Vergleich zu herkömmlich behandelten Offset-Bohrungen in drei
Gasbohrungen um bis zu 142 % und in einer Ölbohrung um 300 % gesteigert.
Darüber hinaus sparte der Kunde in zwei unverrohrten Abschlüssen ohne
Packer- und Hülsensystem ca. 150.000 USD.

In Oklahoma setzte Artificial Lift Services den Managementdienst Lift
IQ* für den Produktionslebenszyklus sowie eine speziell angefertigte
elektrische Tauchpumpe (ESP) für Chesapeake Energy ein, um die
durchschnittliche ESP-Laufzeit in vier horizontalen Bohrungen um 181 %
zu erhöhen. Das Feld zeichnet sich durch rasche Produktionsrückgänge,
Förderung von Feststoffen und Fraktionen mit hohem Gasvolumen aus. Durch
den Einsatz neu konzipierter ESP mit Bohrlochsensoren konnte die
Laufzeit von 118 Tagen auf 332 Tage erhöht werden.

In Kolumbien setzte Artificial Lift Solutions das elektrische
Tauchpumpensystem REDA Maximus* für einen Kunden ein, um die Förderung
in einem rauen Bohrloch im Llanos-Becken von 11.800 auf 21.000 bbl/Tag
zu steigern. Außerdem steigerte das ESP-System Maximus die ESP-Laufzeit
von durchschnittlich 72 Tagen auf 797 Tage, indem die Häufigkeit von
Bohrlocheingriffen und Ausfälle durch Abnutzung aufgrund der Förderung
vieler Feststoffe minimiert wurden. Das neue Förderniveau übertraf das
Förderziel für diese Bohrung um 33 %.

Im Offshore-Bereich in Russland führte Well Services den Service
OpenPath Sequence* zur Stimulation von Umleitungen für
Lukoil-Nizhevolzhskneft im Korchagina-Feld ein. Die viskoelastische
Umleitungsflüssigkeit VDA* wurde ebenfalls zur Umleitung von
Behandlungsflüssigkeiten in Zonen mit geringerer Injektivität und zur
Stimulation der Karbonatformation eingesetzt. Außerdem konnte durch die
MSR*-Technologie zur Entfernung von Schlamm und Schluff der Filterkuchen
beseitigt und die Permeabilität in den Sandsteinformationen
wiederhergestellt werden. Eine erhebliche Verbesserung des
Injektivitätsindex wurde infolge dieser Matrixstimulationsbehandlung
erreicht.

Im norwegischen Sektor der Nordsee nutzte Schlumberger die Technologie
Metalmorphology* für Dichtungen und Verankerungen von Metall auf Metall,
wodurch für einen Kunden fünf Bohrtage in einem instabilen Bohrloch
eingespart werden konnten. Instabilitätsprobleme mit Bohrungen kommen im
Feld häufig vor, und dieser 3.604 m lange Abschnitt enthielt eine offene
Bohrung über 728 m, die sehr wahrscheinlich Zugangsschwierigkeiten
bereitet hätte. In der speziell angefertigten Auskleidung wurde die
Metalmorphology-Technologie eingesetzt, um nicht ein langes und schweres
Futterrohr einsetzen zu müssen, das ein enorm hohes Drehmoment benötigt
hätte, sodass das Ausräumen erschwert worden wäre. Die
Metalmorphology-Technologie machte es möglich, dass der Betreiber den
untersten Teil des Futterrohrs als Auskleidung am Bohrgestänge anbringen
konnte, um den Einschränkungen im Bohrloch zu entsprechen und die
Zieltiefe in einem Durchgang zu erreichen.
Cameron Group

 

 

(Angaben in Mio.)

Dreimonatszeitraum bis
 
Veränderung

30. Sept. 2017
 

30. Juni 2017

 

30. Sept. 2016

gegenüber Vorquartal
 
gegenüber Vorjahr
Umsatz

1.297 USD

1.265 USD

1.341 USD

3 %
–3 %
Betriebsgewinn vor Steuern

194 USD

174 USD

215 USD

11 %
–10 %
Betriebsmarge vor Steuern

14,9%

13,8

%

16,0

%

116 bps
–110 bps
Die Umsätze der Cameron Group stiegen mit 1,3 Mrd. USD, von denen 55 %
aus internationalen Märkten kamen, gegenüber dem Vorquartal um 3 %, was
auf mehr Produktverkäufe im Bereich Surface Systems auf dem
nordamerikanischen Festland in Übereinstimmung mit der steigenden Anzahl
Bohrungen zurückzuführen ist. Das Wachstum auf dem nordamerikanischen
Festland wurde jedoch durch geringere internationale Aktivitäten bei
Drilling Systems und OneSubsea teilweise aufgehoben.

Die Betriebsmarge vor Steuern erhöhte sich gegenüber dem Vorquartal um
116 bps auf 15 %, hauptsächlich aufgrund steigender Rentabilität infolge
von mehr Produktverkäufen und besserer Preisgestaltung in den Bereichen
Surface Systems und Valves & Measurement auf dem nordamerikanischen
Festland.

Die Ergebnisse der Cameron Group für das Quartal beinhalteten die
nachfolgenden Höhepunkte.

In Indien vergab Reliance Industries Limited einen EPC-Auftrag
(Engineering, Procurement and Construction bzw. Planung, Beschaffung und
Bau) an OneSubsea für die Bereitstellung eines Unterwasserfördersystems
(SPS-Paket) für das Offshore-Projekt R Cluster im Golf von Bengalen. Der
Auftrag beinhaltet Förderbäume, untermeerische Sammelleitungen, ein
Leitsystem, ein Anbindesystem, Multiphasenmesser, Interventionswerkzeuge
und Testgeräte. Der Auftrag umfasst zudem Supportleistungen für die
Installation und Inbetriebnahme sowie Leistungen während der Förderdauer
des Feldes. Der Auftrag wurde im Juli formalisiert, die Bereitstellung
der Gerätschaften soll ab Mitte 2018 erfolgen.

OneSubsea und 3D at Depth sind eine strategische
Kooperationsvereinbarung eingegangen. Die Vereinbarung erlaubt den
beiden Unternehmen die gemeinsame Bewerbung der LiDAR-Technologie
(Lichterkennung und -messung) von 3D at Depth durch Nutzung der globalen
Ressourcen und Einrichtungen von OneSubsea. Die auch als Lasererfassung
bekannte LiDAR-Technologie wird zur Erhebung von Daten eingesetzt, um
präzise 3D-Modelle zu erstellen, die Kunden für die Optimierung
untermeerischer Betriebe und für Effizienzsteigerungen über die gesamte
Wertschöpfungskette hinweg nutzen können.

Drilling Systems hat einen Auftrag zur Bereitstellung des ersten
untermeerischen Druckverstärkers (SPI) für Seadrill erhalten. Der SPI
von Cameron ist eine platzsparende und wirtschaftliche Lösung, durch die
Kunden die in Akkumulatoren unter Wasser gespeicherte
Kontrollflüssigkeit nutzen können, um den Arbeitsdruck von herkömmlichen
5.000 psi auf 7.500 psi zu erhöhen.

Drilling Systems hat einen Rahmendienstleistungsvertrag mit Weatherford
Drilling International für deren Flotte an Blowout-Preventern (BOP) von
Cameron auf Grundlage des Festpreisreparaturprogramms unterzeichnet.
Dieser Vertrag sieht stabile Preise und ein vorhersehbares Budget für
die Reparatur und erneute Abnahme einer BOP-Flotte vor. Durch die
Normierung dieser Vorgänge kann Cameron die Auslastung in den
Reparaturwerkstätten besser planen und den Bedarf an Ersatzteilen besser
vorausberechnen, wodurch sich sowohl Zykluszeiten als auch die
Terminerfüllung verbessern lassen.
FinanzübersichtZusammengefasste konsolidierte Gewinn- und (Verlust-)rechnung

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)

 

 

 

 

Drittes Quartal

 

Neunmonatszeitraum

 

Zeiträume bis zum 30. September

 
2017
 

2016

 
2017
 

2016

 

Umsatz

7.905 USD

7.019 USD

22.261 USD

20.703 USD

Zinsen und sonstige Erträge

64

54

172

153

Ausgaben

Umsatzkosten (1)

6.797

6.291

19.343

18.216

Forschung und technische Entwicklung

189

253

595

750

Gemeinkosten

115

92

323

305

Wertminderungen und Sonstiges (1)

510

2.573

Fusion und Integration (1)

49

88

213

272

Beteiligung

 
142
 

149

 
422
 

431

Gewinn/(Verlust) vor Steuern

677 USD

200 USD

1.027 USD

(1.691) USD

Steuern auf Erträge/(Verluste) (1)

 
121
 

10

 
269
 

(259)

Nettogewinn/(-verlust)

556 USD

190 USD

758 USD

(1.432) USD

Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen

 
11
 

14

 
9
 

50

Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn/(-verlust) (1)

 
545 USD
 

176 USD

 
749 USD
 

(1.482) USD

 

Verwässerter Gewinn/(Verlust) je Aktie von Schlumberger (1)

 
0,39 USD
 

0,13 USD

 
0,54 USD
 

(1,10) USD

 

Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien

1.385

1.392

1.388

1.345

Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung

 
1.392
 

1.401

 
1.395
 

1.345

 

In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)

 
956 USD
 

998 USD

 
2.931 USD
 

3.078 USD
(1)
 

Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und
Gutschriften“.
(2)

Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und der Sachanlagen,
Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für
seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz

 

 

(Angaben in Mio.)

 

30. Sept.

31. Dez.

Aktiva

 
2017
 

2016

Umlaufvermögen

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen

4.952 USD

9.257 USD

Forderungen

9.436

9.387

Sonstiges Umlaufvermögen

 
5.526
 

5.283

19.914

23.927

Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen

238

Anlagevermögen

12.338

12.821

Seismische Multiclient-Daten

992

1.073

Firmenwert (Goodwill)

25.113

24.990

Immaterielle Vermögenswerte

9.540

9.855

Sonstige Aktiva

 
5.672
 

5.052

 

 
73.569 USD
 

77.956 USD

 

Passiva

 

 

 

 

Kurzfristige Verbindlichkeiten

Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen

9.715 USD

10.016 USD

Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer

1.310

1.188

Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen
Verbindlichkeiten

1.289

3.153

Auszuschüttende Dividenden

 
700
 

702

13.014

15.059

Langfristige Verbindlichkeiten

15.871

16.463

Latente Steuern

1.893

1.880

Pensionsnebenleistungen

1.340

1.495

Sonstige Verbindlichkeiten

 
1.441
 

1.530

33.559

36.427

Eigenkapital

 
40.010
 

41.529

 

 
73.569 USD
 

77.956 USD
Liquidität
(Angaben in Mio.)

Komponenten der Liquidität

 
30. Sept.2017
 

30. Juni2017

 

31. Dez.2016

 

30. Sept.2016

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen

 
4.952 USD
 

6.218 USD

 

9.257 USD

 

10.756 USD

Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen

13

238

354

Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen
Verbindlichkeiten

(1.289)

(2.224)

(3.153)

(3.739)

Langfristige Verbindlichkeiten

(15.871)

(16.600)

(16.463)

(17.538)

Nettoverbindlichkeiten (1)

(12.208) USD

(12.593) USD

(10.121) USD

(10.167) USD

 

Details zu Veränderungen der Liquidität folgen:

 

Neun
Drittes

Neun

Monate
Quartal

Monate

Zeiträume bis zum 30. September

 

 

 
2017
 
2017
 

2016

Nettogewinn/(-verlust) vor Minderheitsanteilen

758 USD
556 USD

(1.432) USD

Wertminderung und sonstige Aufwendungen, abzüglich Steuern vor
Minderheitsbeteiligungen

679
36

2.652

1.437 USD
592 USD

1.220 USD

Wertminderungen und Abschreibungen (2)

2.931
956

3.078

Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen

79
27

139

Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen

261
81

210

Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen

(107)
(33)

(127)

Änderung beim Betriebskapital

(1.473)
(134)

(223)

US-Bundessteuervergütung

685
685

Sonstiges

(401)
(276)

(49)
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit (3)

3.412 USD
1.898 USD

4.248 USD

 

Kapitalaufwendungen

(1.482)
(598)

(1.401)

SPM-Investitionen

(492)
(164)

(869)

Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten

(223)
(33)

(497)
Freier Cashflow (4)

1.215
1.103

1.481

 

Aktienrückkaufprogramm

(868)
(98)

(662)

Ausgeschüttete Dividenden

(2.086)
(693)

(1.951)

Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen

261
118

344

(1.478)
430

(788)

 

Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener
Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten

(382)
(18)

(3.866)

Sonstiges

(227)
(27)

34

(Erhöhung)/Rückgang von Nettoverbindlichkeiten

(2.087)
385

(4.620)

Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums

(10.121)
(12.593)

(5.547)

Nettoverbindlichkeiten zum Ende des Zeitraums

(12.208) USD
(12.208) USD

(10.167) USD
(1)
 

„Nettoverbindlichkeiten“ sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich von
Barmitteln, kurzfristigen Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit
gehaltenen festverzinslichen 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.
Nettoverbindlichkeiten bilden eine nicht GAAP-konforme
Finanzkennzahl, die zusätzlich zu den Gesamtschulden, nicht jedoch
als Alternative oder als überlegene Kennzahl betrachtet werden
sollte.
(2)

Enthält Wertminderungen des Anlagevermögens und der Sachanlagen,
Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für
seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
(3)

Enthält Abfindungszahlungen in Höhe von 347 Mio. USD für die neun
Monate bis zum 30. September 2017 bzw. 114 Mio. USD für das dritte
Quartal und 700 Mio. USD für die neun Monate bis zum 30. September
2016. Der Neunmonatszeitraum bis zum 30. September 2016 enthält
weiterhin ungefähr 100 Mio. USD an Zahlungen in Verbindung mit
einmaligen Transaktionen, die mit der Übernahme von Cameron in
Zusammenhang stehen.
(4)

Der „freie Cashflow“ bezieht sich auf den Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen
und kapitalisierter Kosten für seismische Multiclient-Daten. Die
Geschäftsführung ist der Meinung, dass der freie Cashflow eine
wichtige Kennzahl zur Bemessung der Liquidität des Unternehmens
darstellt und für Anleger und die Geschäftsführung ein nützlicher
Messwert für unsere Fähigkeit, Liquidität zu generieren, ist. Sobald
die geschäftlichen Notwendigkeiten und Verpflichtungen erfüllt sind,
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 für beliebige Ausgaben
dar. Der freie Cashflow bildet eine nicht GAAP-konforme
Finanzkennzahl, die zusätzlich zum Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit, nicht jedoch als Alternative oder als überlegene
Kennzahl betrachtet werden sollte.
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 zu den Ergebnissen des dritten Quartals 2017 auch nicht
GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der
US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Der Nettogewinn unter Ausschluss von
Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete Messwerte
(einschließlich des verwässerten Gewinns je Aktie unter Ausschluss von
Belastungen und Gutschriften, des Gewinns je Aktie unter Ausschluss der
Kosten im Zusammenhang mit der Cameron-Integration, der Nettoeinnahmen
von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften sowie
des effektiven Steuersatzes unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die
Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften von diesen Finanzkennzahlen die Möglichkeit bietet, die
Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den einzelnen
Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu
identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten
überdeckt 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 dürfen keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen
überlegen erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist eine Abstimmung
dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren
GAAP-Kennzahlen.

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)

 

 

 

 

 

Drittes Quartal 2017

Vor Steuern

 

Steuer

 

Minderheitsbeteiligungen

 

Netto

 

VerwässertesErgebnis je Aktie

Nettoeinnahmen von Schlumberger (GAAP-Grundlage)

677 USD

121 USD

11 USD

545 USD

0,39 USD

Fusion und Integration

49

 

13

 

 

36

 

0,03

Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften

726 USD

 

134 USD

 

11 USD

 

581 USD

 

0,42 USD

 

Zweites Quartal 2017

Vor Steuern

 

Steuer

 

Minderheitsbeteiligungen

 

Netto

 

VerwässertesErgebnis je Aktie*

Nettoverlust von Schlumberger (GAAP-Grundlage)

17 USD

98 USD

(7) USD

(74) USD

(0,05) USD

Marktwertberichtigungen von Schuldscheinen und Sonstiges (2)

510

12

498

0,36

Fusion und Integration

81

 

17

 

 

64

 

0,05

Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften

608 USD

 

115 USD

 

5 USD

 

488 USD

 

0,35 USD

 

Drittes Quartal 2016

Vor Steuern

 

Steuer

 

Minderheitsbeteiligungen

 

Netto

 

VerwässertesErgebnis je Aktie*

Nettoeinnahmen von Schlumberger (GAAP-Grundlage)

200 USD

10 USD

14 USD

176 USD

0,13 USD
Fusion und Integration:

Leistungen für Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen

46

10

36

0,03

Sonstige Kosten im Zusammenhang mit Fusionen und Integrationen

42

5

37

0,03

Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände
nach der Erwerbsmethode (1)

149

 

45

 

 

104

 

0,07

Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften

437 USD

 

70 USD

 

14 USD

 

353 USD

 

0,25 USD
(1)
 

Erfasst in den Umsatzkosten in der zusammengefassten konsolidierten
Gewinn- und (Verlust-)rechnung.
(2)

Erfasst unter Wertminderungen und Sonstiges in der zusammengefassten
konsolidierten Gewinn- und (Verlust-)rechnung.

 

 

*Rundungsfehler möglich.

(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)

 

 

 

 

 

Erste neun Monate 2017

Vor Steuern

 

Steuer

 

Minderheitsbeteiligungen

 

Netto

 

VerwässertesErgebnis je Aktie

Nettoeinnahmen von Schlumberger (GAAP-Grundlage)

1.027 USD

269 USD

9 USD

749 USD

0,54 USD

Marktwertberichtigungen von Schuldscheinen und Sonstiges (2)

510

12

498

0,36

Fusion und Integration

213

 

44

 

 

169

 

0,12

Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften

1.750 USD

 

313 USD

 

21 USD

 

1.416 USD

 

1,02 USD

 

Erste neun Monate 2016

Vor Steuern

 

Steuer

 

Minderheitsbeteiligungen

 

Netto

 

VerwässertesErgebnis je Aktie*

Nettoverlust von Schlumberger (GAAP-Grundlage)

(1.691) USD

(259) USD

50 USD

(1.482) USD

(1,10) USD
Wertminderungen und Sonstiges:

Wertminderungen auf Anlagevermögen

1.058

177

881

0,65

Belegschaftsverkleinerung

646

63

583

0,43

Wertberichtigungen von Beständen

616

49

567

0,42

Wertminderung seismischer Multiclient-Daten

198

62

136

0,10

Weitere Umstrukturierungsausgaben

55

55

0,04
Fusion und Integration:

Leistungen für Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen

138

27

111

0,08

Sonstige Kosten im Zusammenhang mit Fusionen und Integrationen

134

24

110

0,08

Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände
nach der Erwerbsmethode (1)

299

 

90

 

 

209

 

0,15

Nettoeinnahmen von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften

1.453 USD

 

233 USD

 

50 USD

 

1.170 USD

 

0,86 USD
(1)
 

Erfasst in den Umsatzkosten in der zusammengefassten konsolidierten
Gewinn- und (Verlust-)rechnung.
(2)

Erfasst unter Wertminderungen und Sonstiges in der zusammengefassten
konsolidierten Gewinn- und (Verlust-)rechnung.

 

 

*Rundungsfehler möglich.
Produktgruppen
(Angaben in Mio.)

 
Dreimonatszeitraum bis

30. Sept. 2017
 

30. Juni 2017

 

30. Sept. 2016

Umsatz
 
GewinnvorSteuern
 

Umsatz

 

GewinnvorSteuern

 

Umsatz

 

GewinnvorSteuern

Reservoir Characterization

1.771 USD
 
311 USD

1.759 USD

 

299 USD

1.667 USD

 

329 USD

Drilling

2.120
301

2.107

302

2.021

218

Production

2.876
283

2.496

221

2.104

91

Cameron

1.297
194

1.265

174

1.341

215

Ausbuchungen und Sonstiges

(159)
(30)

(165)

(46)

(114)

(38)

Betriebsgewinn vor Steuern

1.059

950

815

Konzern und Sonstiges

(234)

(242)

(267)

Zinserträge(1)

30

28

24

Zinsaufwendungen(1)

(129)

(128)

(135)

Belastungen und Gutschriften

 

(49)

 

(591)

 

(237)

7.905 USD
677 USD

7.462 USD

17 USD

7.019 USD

200 USD

 

(Angaben in Mio.)

 
Neunmonatszeitraum bis

30. Sept. 2017

30. Sept. 2016

Umsatz
 
GewinnvorSteuern
Umsatz

 

GewinnvorSteuern

Reservoir Characterization

5.148 USD
891 USD

4.972 USD

930 USD

Drilling

6.212
832

6.548

760

Production

7.559
614

6.601

379

Cameron

3.791
530

2.865

465

Ausbuchungen und Sonstiges

(449)
(101)

(283)

(72)

Betriebsgewinn vor Steuern

2.766

2.462

Konzern und Sonstiges

(715)

(679)

Zinserträge(1)

82

61

Zinsaufwendungen(1)

(383)

(391)

Belastungen und Gutschriften

 

(723)

 

(3.144)

22.261 USD
1.027 USD

20.703 USD

(1.691) USD
(1)
 

Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen enthalten
sind.

 

Bestimmte Posten früherer Berichtszeiträume wurden neu eingeordnet,
damit sie mit der Darstellung des gegenwärtigen Berichtszeitraums
übereinstimmen.
Ergänzende Informationen1)
 
Was sind die Erwartungen bezüglich Investitionsausgaben für das
Geschäftsjahr 2017?

Für 2017 werden Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und
SPM-Investitionen) in Höhe von 2,1 Mrd. USD erwartet.

 
2)
Wie hoch waren der Cashflow aus laufenden Geschäftstätigkeiten
und der freie Cashflow für das dritte Quartal 2017?

Der Cashflow aus laufenden Geschäftstätigkeiten lag im dritten
Quartal 2017 bei 1,9 Mrd. USD und enthielt Abfindungszahlungen in
Höhe von 114 Mio. USD. Der freie Cashflow im dritten Quartal 2017
betrug 1,1 Mrd. USD.

 
3)
Wie hoch waren der Cashflow aus laufenden Geschäftstätigkeiten
und der freie Cashflow für die ersten neun Monate des Jahres 2017?

Der Cashflow aus laufenden Geschäftstätigkeiten lag in den ersten
neun Monaten des Jahres 2017 bei 3,4 Mrd. USD und enthielt
Abfindungszahlungen in Höhe von 347 Mio. USD. Der freie Cashflow in
den ersten neun Monaten des Jahres 2017 betrug 1,2 Mrd. USD.

 
4)
Was war in „Zinsen und sonstige Erträge“ für das dritte Quartal
2017 enthalten?

Die „Zinsen und sonstige Erträge“ für das dritte Quartal 2017
betrugen 64 Mio. USD. Dieser Betrag setzt sich aus Erträgen aus
Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 30 Mio. USD sowie
Zinserträgen in Höhe von 34 Mio. USD zusammen.

 
5)
Wie haben sich Zinserträge und Zinsaufwendungen im dritten
Quartal 2017 verändert?

Die Zinserträge in Höhe von 34 Mio. USD waren gegenüber dem
Vorquartal unverändert. Die Zinsausgaben in Höhe von 142 Mio. USD
blieben gegenüber dem Vorquartal ebenfalls unverändert.

 
6)
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),
Zinserträgen und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten
zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und
Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen
Vermögenswerten (einschließlich der Abschreibungen von immateriellen
Vermögenswerten infolge der Übernahme vom Cameron) sowie bestimmten
zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.

 
7)
Was war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) für
das dritte Quartal 2017?

Der ETR für das dritte Quartal 2017 betrug bei einer Kalkulation in
Übereinstimmung mit GAAP 17,9 %, was im Vergleich zu 590 % für das
zweite Quartal 2017 steht. Der ETR für das dritte Quartal 2017 unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrug 18,4 %, was im
Vergleich zu 18,9 % für das zweite Quartal 2017 steht.

 
8)
Wie viele Stammaktien waren zum 30. September 2017 im Umlauf,
und wie hat sich dies gegenüber dem letzten Quartal verändert?

Mit Stand vom 30. September 2017 waren 1,385 Milliarden Stammaktien
im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im
Umlauf befindlicher Aktien vom 30. Juni 2017 bis zum 30. September
2017.

 

 

(Angaben in Mio.)

Zum 30. Juni 2017 im Umlauf befindliche Aktien

1.385

An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien

Übertragung von Belegschaftsaktien

Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien

2

Aktienrückkaufprogramm

(2

)

Zum 30. September 2017 im Umlauf befindliche Aktien

1.385

 

 

9)
Wie hoch war das gewichtete Mittel der im Umlauf befindlichen
Aktien im dritten Quartal 2017 und im zweiten Quartal 2017, 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 der im Umlauf befindlichen Aktien belief sich
während des dritten Quartals 2017 auf 1,385 Milliarden und während
des zweiten Quartals 2017 auf 1,387 Milliarden.

 

Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels im Umlauf befindlicher
Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller
Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird.

 

 

(Angaben in Mio.)

Drittes Quartal2017
 

 

Zweites Quartal2017

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien

1.385
 

 

1.387

Angenommene Ausübung von Aktienoptionen

1

1

Gesperrte Belegschaftsaktien

6
 

 

5

Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung

1.392
 

 

1.393
10)
 
Was sind Projekte von Schlumberger Production Management (SPM),
und wie weist Schlumberger die Erträge aus diesen Projekten aus?

SPM-Projekte konzentrieren sich auf die Erschließung und gemeinsame
Verwaltung von Förderanlagen im Namen der Kunden von Schlumberger im
Rahmen von langfristigen Vereinbarungen. Schlumberger investiert
eigene Dienstleistungen, Produkte und in manchen Fällen auch
Barmittel in Aktivitäten und Betriebe zur Erschließung von
Lagerstätten. Auch wenn Schlumberger bei gewissen Vereinbarungen
Erträge ausweist und für einen Teil der bereitgestellten
Dienstleistungen oder Produkte bezahlt wird, erhält Schlumberger in
der Regel zum Zeitpunkt der Bereitstellung dieser Dienstleistungen
oder Produkte keine Zahlungen. Stattdessen weist Schlumberger
Erträge auf Basis der generierten Barmittel oder als Gebühr pro
Barrel aus. Dies kann gewisse Vereinbarungen umfassen, in deren
Rahmen Schlumberger lediglich auf Basis der erreichten
Mehrproduktion über einem gemeinsam festgelegten Grenzwert
entschädigt wird.

 
11)
Wie werden die Produkte und Dienstleistungen von Schlumberger,
die in SPM-Projekten angelegt sind, verbucht?

Umsätze und dabei anfallende Kosten für Dienstleistungen und
Produkte werden in der jeweiligen Schlumberger-Gruppe erfasst, die
zu den SPM-Projekten von Schlumberger beigetragen hat. Diese Umsätze
(die auf Fremdvergleichspreisen beruhen) und die entsprechenden
Gewinne werden danach über einen konzerninternen Abgleich
ausgebucht, der im Posten „Ausbuchungen und Sonstiges“ enthalten
ist. (Es ist zu beachten, dass unter „Ausbuchungen und Sonstiges“
zusätzlich zu den SPM-Ausbuchungen auch andere Posten enthalten
sind.) Die Einzelkosten im Zusammenhang mit der Bereitstellung von
Schlumberger-Dienstleistungen oder -Produkten für SPM-Projekte
werden dann in der Bilanz aktiviert.

 

Diese aktivierten Investitionen, welche die Form von Barmitteln
sowie von bereits erwähnten Einzelkosten annehmen können, werden in
der Gewinn- und Verlustrechnung abgebucht, wenn die damit
zusammenhängende Förderung erreicht und der entsprechende Umsatz
ausgewiesen wird. Dieser Abschreibungsaufwand beruht auf der Methode
nach Leistungseinheiten, wobei jeder Einheit eine anteilige Menge
der nicht abgeschriebenen Kosten auf Grundlage der geschätzten
Gesamtfördermenge zugewiesen wird.

 

Die SPM-Umsätze werden zusammen mit den Abschreibungen der
aktivierten Investitionen und weiteren Betriebskosten, die im
jeweiligen Berichtszeitraum angefallen sind, in der Production Group
ausgewiesen.

 
12)
Wie hoch war der nicht abgeschriebene Saldo der Investitionen
von Schlumberger in SPM-Projekte zum 30. September 2017 und wie
hat sich dieser in Bezug auf Investitionen und Abschreibungen im
Vergleich zum 30. Juni 2017 verändert?

Der nicht abgeschriebene Saldo der Investitionen von Schlumberger in
SPM-Projekte betrug zum 30. September 2017 rund 2,8 Mrd. USD und zum
30. Juni 2017 rund 2,6 Mrd. USD. Diese Beträge werden in Sonstige
Aktiva in der zusammengefassten konsolidierten Bilanz von
Schlumberger ausgewiesen. Die Veränderung des nicht abgeschriebenen
Saldos der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte setzte
sich wie folgt zusammen:

 

 

(Angaben in Mio.)

Stand zum 30. Juni 2017

2.573 USD

SPM-Investitionen

164

Sonstige Zugänge

184

Abschreibung von SPM-Investitionen

(117

)

Stand zum 30. September 2017

2.804 USD

 
13)
 
Wie hoch war der Betrag der Multiclient-Umsätze von WesternGeco
im dritten Quartal 2017?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen
sich im dritten Quartal 2017 auf 127 Mio. USD und im zweiten Quartal
2017 auf 182 Mio. USD.

 
14)
Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des
dritten Quartals 2017?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit
Kunden am Ende des dritten Quartals 2017 betrug 489 Mio. USD. Zum
Ende des zweiten Quartals 2017 betrug er 566 Mio. USD.

 
15)
Wie hoch war der Bestell- und Auftragsbestand für die Segmente
OneSubsea und Drilling Systems der Cameron Group?

Der Bestell- und Auftragsbestand für OneSubsea und Drilling Systems
war wie folgt:

 

 

(Angaben in Mio.)
Bestellungen

Drittes Quartal2017
 

 

Zweites Quartal2017

OneSubsea

347 USD
 

 

181 USD

Drilling Systems

156 USD
 

170 USD

 
Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraums)

OneSubsea

2.328 USD

2.371 USD

Drilling Systems

523 USD
 

566 USD
Über SchlumbergerSchlumberger ist der weltweit führende
Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie
für Bohr-, Förder- und Verarbeitungsvorgänge in der Erdöl- und
Erdgasindustrie. Schlumberger ist in über 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 2016 einen Umsatz in Höhe von
27,81 Mrd. USD aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
†Die Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC),
vormals Japan National Oil Corporation (JNOC), und Schlumberger haben
gemeinsam an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der
Logging-while-Drilling-Technologie (LWD) gearbeitet, die den Bedarf an
herkömmlichen chemischen Quellen verringert. Der rund um den Pulsed
Neutron Generator (PNG) konzipierte EcoScope-Service setzt Technologien
ein, die aus dieser Zusammenarbeit hervorgingen. Der PNG und die
umfassenden Messpakete in einem einzigen Gehäuse sind Hauptbestandteile
des EcoScope-Service, der eine revolutionäre LWD-Technologie bietet.
Anmerkungen
Schlumberger veranstaltet am Freitag, 20. Oktober 2017, eine
Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zu den
Finanzergebnissen und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz
beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. 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 20. November 2017 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 428578 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast
ein Webcast zum Mithören angeboten. Ebenfalls steht Ihnen auf derselben
Website bis zum 30. November 2017 eine Wiederholung des Webcast zur
Verfügung.

Dieser Ergebnisbericht für das dritte Quartal 2017 sowie unsere anderen
Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen“ im Sinne des
US-amerikanischen Wertpapierrechts, die jegliche Aussagen umfassen, die
keine historischen Tatsachen sind, wie zum Beispiel unsere Prognosen
oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, zur Steigerung der
Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedes einzelnen Segments
(sowie für bestimmte Produkte oder in bestimmten geografischen Regionen
innerhalb der einzelnen Segmente), zur Erdöl- und Erdgasnachfrage und
einem entsprechenden Anstieg der Förderung, zu den Preisen von Erdöl und
Erdgas, zu Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien,
inklusive unseres Transformationsprogramms, zu Kapitalaufwendungen durch
Schlumberger und in der Erdöl- und Erdgasindustrie, zu den
Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger, zu den erwarteten
Vorteilen der Cameron-Transaktion, zum Erfolg der SPM-Projekte, Joint
Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger sowie zu der zukünftigen
globalen Wirtschaftslage und zukünftigen Geschäftsergebnissen. Diese
Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten. Dazu gehören u. a. die
Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei Ausgaben für Exploration und
Förderung aufseiten der Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der
Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl und Erdgas,
allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in
Schlüsselregionen der Welt, Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und
sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen,
Verzögerungen oder Stornierungen, Rückgänge bei Förderungen, Änderungen
von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der
Vorschriften zur Erdöl- und Erdgasexploration in Offshore-Gebieten, zu
radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien,
Fracking-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz, aber auch die
Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der
Exploration nicht gerecht werden, dass wichtige Mitarbeiter nicht im
Unternehmen gehalten werden können, sowie sonstige Risiken und
Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das dritte Quartal
2017 und auf unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K
aufgeführt sind, die bei der US-amerikanischen Börsenaufsichtsbehörde
SEC eingereicht wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer
Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Entwicklungen)
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 zur Überarbeitung oder
öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer
Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten
und lehnt jegliche derartige Verpflichtung 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.

Originalversion auf businesswire.com ansehen: http://www.businesswire.com/news/home/20171027005269/de/


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