Schlumberger, Finanzergebnisse

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

27.10.2017 - 11:46:27

Schlumberger gibt Finanzergebnisse des dritten Quartals 2017 bekannt

    (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 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.

Finanzübersicht

Zusammengefasste 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. Juni
2017

 

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  

Verwässertes
Ergebnis 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  

Verwässertes
Ergebnis 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  

Verwässertes
Ergebnis 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  

Verwässertes
Ergebnis 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  

Verwässertes
Ergebnis 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  

Gewinn
vor
Steuern

  Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

  Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

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  

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz  

Gewinn
vor
Steuern

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 Informationen

1)

 

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 Quartal
2017

   

Zweites Quartal
2017

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 V
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