Schlumberger gibt Ergebnisse des zweiten Quartals 2011 bekannt

Schlumberger Limited (NYSE:SLB) verkündete heute einen Umsatz von 9,62 Milliarden USD für das zweite Quartal 2011 nach 8,72 Milliarden USD im ersten Quartal 2011 und 5,94 Milliarden USD im zweiten Quartal 2010.

Die auf Schlumberger entfallenden Einnahmen aus laufender Geschäftstätigkeit exkl. Kosten betrugen 1,18 Milliarden USD – eine Steigerung um 22 % gegenüber dem Vorquartal und um 45 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit exkl. Kosten betrug 0,87 USD gegenüber 0,71 USD im Vorquartal und 0,68 USD im zweiten Quartal 2010.

Schlumberger erfasste Kosten von 0,05 USD je Aktie im zweiten Quartal 2011 und 0,02 USD je Aktie im ersten Quartal 2011.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services in Höhe von 8,99 Milliarden USD war 11 % höher als im Vorquartal und 51 % höher als im Vorjahr. Das Segmentbetriebseinkommen vor Steuern in Höhe von 1,75 Milliarden USD lag um 20 % höher als im Vorquartal und um 56 % über dem des Vorjahres.

Der Umsatz im Bereich Distribution in Höhe von 637 Millionen USD stieg um 6 % gegenüber dem Vorquartal. Das Segmentbetriebseinkommen vor Steuern in Höhe von 24 Millionen USD lag um 8 % höher als im Vorquartal.

Schlumbergers Aufsichtsratsvorsitzender und CEO Andrew Gould erklärte: "Die Ergebnisse des zweiten Quartals zeigen weltweit ein starkes Wachstum. Alle Produktgruppen verzeichneten zweistelligen Zuwachsraten. In Nordamerika wurden die längere Auftauperiode im Frühjahr in Kanada sowie schlechtes Wetter im Nordwesten durch das sehr starke Wachstum in den übrigen Festlandsstandorten in den USA sowie einem erheblichen Beitrag von den Tiefseeoperationen ausgeglichen, nachdem sich die Anzahl der Bohrinseln erhöht hat und neues Interesse an Explorationen im Golf von Mexiko zu starken Verkäufen mandantenfähiger seismischer Daten führte.

International gesehen hielt der Trend zum Ausbau der Tiefseefördertätigkeit sowie zu einer verstärkten Investition in die Exploration an. Diese Aktivitäten trafen mit einem sprunghaften Anstieg der Entwicklungs- und Aufwältigungsaktivitäten zusammen, da die Produzenten die reduzierte Fördertätigkeit in Libyen ausgleichen und vom Anstieg der Preise profitieren wollten. Daher hatten alle Gruppen exzellente Quartalsergebnisse für die Produkte und die Verkäufe von Technologie zeigten gute Fortschritte. Alle mit Tiefseeerkundung und komplexen Tiefseeförderbohrungen in Zusammenhang stehenden Technologien konnten deutlich vorangebracht werden. Davon profitierten WesternGeco, Drilling & Measurements, M-I SWACO sowie Wireline- und Testing-Dienstleistungen bei bestehenden Bohrmaßnahmen. Die Drilling Group verzeichnete weltweit weiterhin einen durch starke Synergieeffekte geprägten Umsatz mit dem traditionellen Smith Bits and Drilling Tool-Geschäft. Reservoir Production profitierte, zusätzlich zu einer starken Marktbelebung in Nordamerika, auch international von hohen Zuwachsraten, da die Fördergesellschaften die Produktionseinrichtungen optimierten und in verschiedenen Märkten unkonventionelle Gasfördertechniken testeten.

Das Preisniveau bei Hochdruckpumpen blieb in Nordamerika stabil. Noch wichtiger war jedoch, dass gegen Ende des Quartals klar wurde, dass bei bestimmten sonstigen Dienstleistungen – insbesondere bei der Erkundung von Tiefseevorkommen oder anderen komplexen Vorhaben – sowohl in Nordamerika als auch international ein stabiles Angebots-/Nachfrageverhältnis erreicht wurde. Dies gilt noch nicht für alle Bereiche, doch hat sich ein positiver Trend entwickelt, der bis gegen Ende des Jahres Ergebnisse zeigen sollte.

In unserem Ausblick auf das zweite Quartal umrissen wir die Kernkomponenten der Öl- und Gasnachfrage in den nächsten Jahren und wiesen darauf hin, dass, sofern die Rezession nicht anhält, wesentliche steigende Investitionen notwendig sein würden, um in politisch unsicheren Zeiten einen adäquaten Versorgungspuffer zu schaffen. Wir sahen voraus, dass die Liefermengen in der zweiten Jahreshälfte 2011 weltweit stufenweise ansteigen würden. Es zeichnete sich ab, dass dieses weltweite Hochfahren einen fulminanten Start des zweiten Quartals zur Folge haben und dieser Schwung das ganze Jahr halten und sich bis in das Jahr 2012 hinein fortsetzen würde.

Die anhaltende Stärke bei der Anbohrung flüssigkeitsreicher Vorkommen in Nordamerika, gekoppelt mit einer weltweiten Zunahme der Bohrvorhaben sowohl zu Erkundungs- als auch zu Ausbeutungszwecken, wird die Kapazitäten der Dienstleister in Bezug auf die Befriedigung der Nachfrage in erheblichem Maße belasten. Während es auch in der Vergangenheit schon vorkam, dass die Zyklen in Phasen zunehmender Aktivität in Nordamerika und weltweit parallel verliefen, hat die Serviceintensität bei der Anbohrung und Fertigstellung horizontaler Schächte in flüssigkeitsreichen Vorkommen und Schiefergasbecken insofern zu einer neuen Dynamik geführt, als diese Techniken erheblich mehr Wartungsausrüstungen erfordern, als dies bei der Förderung auf dem Festland in Nordamerika üblich war. Daher steht die Fähigkeit der Industrie auf dem Prüfstand, nicht nur den nordamerikanischen, sondern den weltweiten Markt in ihren gleichzeitig verlaufenden Wachstumsphasen mit der erforderlichen Ausrüstung und den Arbeitskräften zu versorgen.

Schlumberger ist durch Größe, weltweite Abdeckung, multinationales Personal, umfassendes Produkt- und Dienstleistungsportfolio sowie technische Fähigkeiten in der herausragenden Position, seinen Kunden bei der Bewältigung dieser Herausforderungen helfen zu können."

Weitere Meldungen:

• In diesem Quartal kaufte Schlumberger gemäß des vom Board of Directors am 17. April 2008 genehmigten Aktienrückkaufprogramms 8,2 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 86,27 USD für insgesamt 706,7 Millionen USD zurück. Dieses Programm wurde um zwei Jahre verlängert und läuft nun Ende 2013 aus.
• Am 5. April 2011 schloss Schlumberger den Verkauf seines Geschäftsbereichs Global Connectivity Services ab. In Zusammenhang mit diesem Verkauf wurde im zweiten Quartal 2011 ein Gewinn von 0,16 USD je Aktie aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit verbucht.
• Am 28. April 2011 schlossen Eurasia Drilling Company Limited (EDC) und Schlumberger den Verkauf und Kauf der Bohr- und Dienstleistungsanlagen des jeweils anderen ab und kündigten gemeinsam die Bildung einer strategischen Allianz an, innerhalb der die beiden Unternehmen bei der Bereitstellung von Öl- und Gasdienstleistungen an EDC über einen Zeitraum von fünf Jahren kooperieren werden.
• Am 29. Juni 2011 gab Schlumberger die geplante Übernahme der restlichen Beteiligung an Framo Engineering AS von Frank Mohn AS bekannt. Dabei handelt es sich um ein privat geführtes norwegisches Unternehmen, das auf Herstellung und Verkauf von Produkten und Dienstleistungen im Bereich Multiphasen-Pumpen und Unterwasser-Pumpsysteme, Multiphasen-Messsysteme und Drehgelenke sowie marine Systeme für die Öl- und Gasindustrie spezialisiert ist. Vorbehaltlich der behördlichen Genehmigung ist der Abschluss der Transaktion für das dritte Quartal 2011 vorgesehen.

Nettoverbindlichkeiten

"Nettoverbindlichkeiten" sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, kurzfristige Kapitalanlagen und bis zur Endfälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten. Details der Änderungen der Nettoverbindlichkeiten seit Jahresbeginn folgen:

Kosten

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum Ergebnis des zweiten Quartals auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach der Verordnung G der SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser Nicht-GAAP-Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:

Zinserträge und Zinsaufwendungen umfassen nicht die in den Produktgruppen und Regionen enthaltenen Zinsen.

Oilfield Services

Der Umsatz im zweiten Quartal in Höhe von 8,99 Milliarden USD war 11 % höher als im Vorquartal und 51 % höher als im Vorjahr. Gegenüber dem Vorquartal hat sich der Umsatz in allen Produktgruppen und in allen Regionen erhöht.

Gegenüber dem Vorquartal stieg der Umsatz bei Reservoir Characterization vorwiegend durch mehr proprietäre marine Untersuchungen sowie höhere Mandantenverkäufe bei WesternGeco, durch eine höhere Erkundungsaktivität bei Wireline und einer teilweisen Erholung von den außergewöhnlichen Wetter- und geopolitischen Ereignissen sowie vom Verkauf der Schlumberger Information Solutions-(SIS)-Software. Der Drilling-Umsatz stieg durch höhere M-I SWACO-Aktivität und durch stärkere Drilling & Measurements-Technologienutzung, Preiserhöhungen und eine höhere Zahl an Aufträgen. Unter den Drilling Technologies verzeichneten Bits & Advanced Technologies, Drilling Tools & Remedial und Pathfinder Anstiege gegenüber dem Vorquartal. Diese Anstiege wurden jedoch durch die nach dem Verkauf des Bohranlagengeschäfts wegen einer strategischen Allianz mit EDC in der Region Russland/GUS niedrigeren Umsätze von Integrated Project Management (IPM) Well Construction in Russland teilweise wieder aufgefressen. Reservoir Production erhöhte seinen Umsatz gegenüber dem Vorquartal durch höhere Preise, Kapazitätssteigerungen und verbesserter Anlagenauslastung für Well Services in Nordamerika. Dieser Anstieg wurde jedoch durch die Effekte der Auftauperiode in Kanada und schlechtem Wetter im Williston-Becken teilweise wieder aufgezehrt. International wuchs das Segment Well Services durch höhere Aktivitäten im Nahen Osten und in Asien. Die Produktverkäufe in den Segmenten Artificial Lift und Completions wuchsen im zweiten Quartal ebenfalls solide, insbesondere in Mittel- und Südamerika.

Geografisch gesehen verbesserte sich Nordamerika gegenüber dem Vorquartal, obwohl der Einfluss der Auftauphase im Frühjahr in Kanada sowie des schlechten Wetters im Williston-Becken spürbar war. Höhere Preise für Well Services-Technologien auf dem US-Festland, steigende Nachfrage und Preise für M-I SWACO-Dienstleistungen in unkonventionellen Schiefervorkommen und im zu den USA gehörenden Teil des Golfs von Mexiko, mehr proprietäre marine Untersuchungen für WesternGeco vor der nordamerikanischen Küste und gute Verkaufszahlen in den Segmenten Drilling Tools & Remedial erwirkten ein Umsatzplus im zweistelligen Bereich. In Mittel- und Südamerika kamen alle Gruppen auf zweistellige Zuwachsraten gegenüber dem Vorquartal, wobei sich die GeoMarkets* Venezuela, Trinidad und Tobago, Peru, Kolumbien und Ecuador sowie Brasilien durch erhebliches Wachstum auszeichneten. Höherer WesternGeco-Umsatz, stärkere Erkundungsaktivitäten bei Drilling & Measurements, höhere Nachfrage nach M-I SWACO-Dienstleistungen und höhere SIS-Softwareverkäufe trugen zu dieser Erhöhung bei. In Europa/GUS/Afrika wurden die Ergebnisse durch stärkere WesternGeco- und M-I SWACO-Aktivitäten sowie mehr Erkundungen für Wireline und Testing Services getrieben – vor allem im GeoMarket Nordsee. Diese Steigerung wurde jedoch durch einen Rückgang bei IPM Well Construction in Russland nach Verkauf des Bohranlagengeschäfts teilweise aufgezehrt. Der Umsatz im Nahen Osten und Asien erlebte zweistellige Zuwachsraten in allen Gruppen, wobei die stärksten Zuwächse auf Wireline, Well Services und Drilling & Measurements entfielen. Das Geschäft in den GeoMarkets Saudi-Arabien, Bahrain, Irak und Ostasien expandierte stark, während die GeoMarkets Ägypten und Östliches Mittelmeer sowie Australien und Papua New Guinea sich von den geopolitischen und Wetterereignissen des Vorquartals erholten.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern in Höhe von 1,75 Milliarden USD erhöhten sich um 20 % gegenüber dem Vorquartal und um 56 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Die Umsatzrendite vor Steuern erhöhte sich um 155 Basispunkte (bps) gegenüber dem Vorquartal auf 19,5 %. Hauptsächlicher Grund hierfür waren mehr proprietäre marine Untersuchungen und Mandantenverkäufe für WesternGeco, stärkere Erkundungsaktivitäten bei Wireline und Drilling & Measurements, Aktivitäten mit höheren Margen bei M-I SWACO, höhere SIS-Softwareverkäufe und bessere Margen bei Bits & Advanced Technologies, Drilling Tools & Remedial und Pathfinder.

Die technischen Höhepunkte des Quartals wurden angeführt von der anhaltenden Marktdurchdringung der HiWAY* Strömungskanaltechnologie für hydraulische Brüche in unkonventionellen und engen Vorkommen weltweit. Die HiWAY-Technologie hat mittlerweile nachgewiesen, wie sie Produktion und Effizienz bei der Erschließung von Vorkommen in allen vier Schlumberger-Tätigkeitsbereichen kostengünstiger verbessern kann. Im Jahr 2011 wurden über 1.200 Stufen gepumpt, wobei im Vergleich zu herkömmlichen Bruchtechniken mehr als 60.000 Tonnen Stützmaterial eingespart wurden. In Nordamerika wurden im zweiten Quartal mehr als 700 Stufen gepumpt. Insgesamt setzen mittlerweile 15 Kunden diese Technologie ein, die Mehrzahl davon im Eagle Ford-Vorkommen im südlichen Texas. Zusätzlich zu den betrieblichen Vorteilen führte der erheblich geringere Verbrauch an Stützmaterialien dazu, dass über 5.300 Straßentransporte und rund 700 Waggonladungen vermieden werden konnten.

In Russland, einem von weltweit 10 Ländern, in denen die HiWAY-Technologie eingesetzt wird, fand ein Pilotversuch für TNK-BP im Zagorskoe-Feld, das von Sorochinskneft betrieben wird, statt. Nach dem Einsatz lag der Bohrlochproduktivitätsindex mehr als doppelt so hoch als bei Bohrlöchern, bei denen herkömmliche Bruchtechniken eingesetzt wurden. Inzwischen haben weitere Pilotversuche in den devonischen Ölsanden von Orenburgneft sowie in den TNK-BP-Produktionseinheiten Uvat und Nyagan stattgefunden.

Die Marktdurchdringung weiterer neuer Technologien setzte sich fort. WesternGeco begann mit der Akquisition der Revolution II-Untersuchung in der Region Green Canyon des zu den USA gehörenden Teils des Golfs von Mexiko. Dieses mandantenfähige Full-Azimuth-Projekt, das 3.200 km² bzw. 140 Blöcke des äußeren Schelfs (OCS) abdeckt, ist die zweite Dual Coil Shooting*-Untersuchung mit mehreren Schiffen nach der erfolgreichen Durchführung des Revolution I-Projekts, das Ende 2010 im östlichen Golf von Mexiko durchgeführt wurde. WesternGeco schloss darüber hinaus die Akquisition der mandantenfähigen E-Octopus XIV Wide-Azimuth-Untersuchung in der Region Green Canyon ab. Diese Untersuchung bestand aus 3.660 km² bzw. 157 OCS-Blöcken und umfasste die Illumination der Shenzi, Atlantis und Big Foot-Entdeckungen.

Die Wireline Dielectric Scanner* genannte dielektrische Multifrequenzdispersionstechnologie wurde für die Ural Oil and Gas Company zum ersten Mal in Kasachstan eingesetzt, um die Analyse von Vorkommen durch Bestimmung des Öl-Wasser-Kontakts in einer sehr engen Carbonat-Lagerstätte zu unterstützen. Vor der Einführung des Dielectric Scanner-Service konnte diese Bestimmung mittels herkömmlicher petrophysikalischer Verfahren nicht direkt erfolgen. Die neue Dienstleistung ermöglicht auch eine direkte Berechnung des erforderlichen Zementierungsexponenten zur korrekten Bestimmung der Kohlenwasserstoffsättigung.

Im Marcellusschiefer konnte Ultra Petroleum mittels einer auf der Basis von Schlumberger-Messungen durchgeführten Studie zur Lagerstättencharakterisierung von Data & Consulting Services ermitteln, dass nicht die Komplettierungstechnik, sondern der Ort des Bohrlochs die wichtigste Determinante für eine variable Förderleistung ist, wodurch Ultra die Bohr- und Komplettierungspläne für mehrere Bohrlöcher priorisieren konnte. Die Studie wurde durch die Integration einer seismischen 3D-Oberfläche mit Logging-While-Drilling-Daten (Datenerfassung während des Bohrens) von EcoScope*^† und SonicVision* in 19 Stichleitungen sowie ECS*-, FMI*- und SonicScanner*-Daten in sieben vertikalen Pilotbohrlöchern durchgeführt. Die Ergebnisse halfen, optimale Bereiche zu ermitteln, in denen die Qualität des Vorkommens höher war und die Bohrlöcher produktiver waren als die bis dahin gemessene durchschnittliche Leistung des Feldes. Mithilfe dieser Studie konnte Ultra Kriterien aufstellen, die das Risiko bei der weiteren Ausbeutung des Marcellus-Gebietes verringern.

Die Integration neuer Produkte und weiterentwickelter Dienstleistungen komplementärer Smith- und Schlumberger-Technologien bei der Drilling Group unterstützte die Kunden dabei, die Bohrleistung und -effizienz zu erhöhen.

Im Oklahoma Woodford-Schiefer betrieb Cimarex Energy Co. eine Kombination bestehend aus einem Drehsteuersystem mit hoher Aufbaurate der PowerDrive Archer*-Technologie von Drilling & Measurements und einem speziell konstruierten Smith-PDC-Bohrer, um eine enge 10°/30-m-Kurve in einer Geschwindigkeit zu bohren, die 56 % über dem Felddurchschnitt lag. Darüber hinaus wurde die 1.450 m (4.763 ft) lange horizontale Stichleitung mit einem PowerDrive X5*-System in der Rekordzeit von 2,2 Tagen gebohrt. Die Kombination von PowerDrive*-Systemen und speziell konstruierten Smith-Bohrern führte zu einem leichtgängigeren Bohrvorgang mit einer um 16 % verringerten Bohrreibung.

Im Verknechonskoe-Feld von TNK-BP in Ostsibirien haben hochentwickelte Bohrtechniken von Schlumberger trotz schwieriger Logistik, extremer Klimaverhältnisse und geologischer Herausforderungen zu erheblichen Leistungssteigerungen geführt. Eine Lösungskombination von Drilling & Measurements, Bits & Advanced Technologies und M-I SWACO hat zu diesem Ergebnis beigetragen. Die Einführung der PowerDrive X5-Technologie hat beispielsweise die Eindringrate (ROP) derart erhöht, dass horizontale Abschnitte in 3,6 Tagen gebohrt werden können – drei Tage weniger als mit herkömmlicher Technik – und das Bohrloch gleichzeitig im optimalen Bereich des Vorkommens platziert werden und ein Netto-/Brutto-Verhältnis auf über 70 % verbessert werden konnte. In der Folge haben sich die typischen Bohrlochproduktionsraten verdoppelt. Der Einsatz des PowerDrive vorteX*-betriebenen Drehsteuersystems erlaubte den Einsatz des neuen Smith-PDC-Bohrers mit einer um durchschnittlich 58 % höheren Eindringrate in einer aus harten Dolomiten bestehenden Formation, während die integrierte Bohrerdesigntechnologie Smith IDEAS* ein maßgeschneidertes Design durch iteratives, dynamisches Modeling bewirkte. Mit dem M-I SWACO DuoVis* Bio-Polymer-Bohrfluid können schwierige Salzschichten kontinuierlich und mit geringen Auswaschungen gebohrt werden. Das Schmiermittel DrillFree* verringert den Drehmomentverlust und den Widerstand in kritischen Bereichen.

Neue Vertragsabschlüsse zeigten ebenfalls die wachsende Attraktivität der weltweiten Aktivität.

Mit LUKOIL Mid East Limited schloss Schlumberger einen Vertrag über die Verarbeitung und Interpretation neu gewonnener, seismischer 3D-Daten mit darauf folgender Erstellung eines geologischen 3D-Modells für den Einsatz beim Ölfeldentwicklungsprojekt West Qurna 2 im Irak. Das Projekt deckt eine Fläche von 540 km² seismischer 3D-Daten mit 30 Erkundungsbohrlöchern ab. Die Verarbeitungs- und Interpretationsteams arbeiten gemeinsam an der Bewertung der komplizierten Carbonatlagerstätten, die natürliche Bruchflächen aufweisen.

In Turkmenistan erhielt Schlumberger von CNPC International (Turkmenistan) den Großteil eines Bohrlochmessungsauftrags. Den Gesamtumfang der Arbeiten über einen Zeitraum von zwei Jahren hinweg mit Option einer nochmals zweijährigen Verlängerung umfasst Standard- und mehrstufige Bohrlochmessungen. Der Vertrag stellt den ersten langfristigen Vertrag für Schlumberger im Südosten Turkmenistans dar. Eine neue Basis zur Unterstützung der Arbeiten soll im weiteren Verlauf des Jahres eröffnet werden.

Total hat mit Schlumberger eine Reihe von Verträgen zur Erkundung des Tiefseeblocks CA1 in Brunei zuerkannt. Hier umfasst der Leistungsumfang Oberflächen- und Bohrlochtests, rohrstranggeführtes Perforieren, Schlaffseil, Coiled-Tubing- und Sandmanagementleistungen sowie Bohrwerkzeuge, Richtbohren, Datenmessung und -erfassung während des Bohrens, Bohrlochmessung und Spülschlammanalyse.

Die State Oil Company of Azerbaijan (SOCAR) hat an Schlumberger einen Fünfjahresvertrag für Richtbohrungen und die Datenmessung und -erfassung während des Bohrens auf Basis der Leistung in einem Neunmonatszeitraum vergeben, der Drilling & Measurements die Gelegenheit gibt, Zuverlässigkeit und Servicequalität zu zeigen. Derzeit betreibt SOCAR 20 Bohrinseln und 20 Bohranlagen an Land und plant den Einsatz neuer Technologien, um die Bohrleistung sowie die Formationsbeurteilung zu verbessern.

Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im zweiten Quartal in Höhe von 2,46 Milliarden USD war 12 % höher als im Vorquartal und 7 % höher als im Vorjahr. Das Segmentbetriebseinkommen vor Steuern in Höhe von 602 Millionen USD lag um 31 % höher als im Vorquartal und 9 % über dem des Vorjahres. Die Umsatzrendite vor Steuern erhöhte sich um 348 bps gegenüber dem Vorquartal auf 24,5 %.

WesternGeco führte die Steigerungen gegenüber dem Vorquartal an, wobei Umsatz und Rendite von der besseren Auslastung der Schiffe für proprietäre marine Untersuchungen profitierten. Dazu gab es eine erhebliche Steigerung der Verkäufe mandantenfähiger Software in Brasilien, der Nordsee und in Asien. Umsatz und Rendite bei Wireline stiegen durch höhere Erkundungsaktivitäten in einigen GeoMarkets in Mittel- und Südamerika, Afrika, der Nordsee und in Asien und wuchsen durch die teilweise Erholung von den geopolitischen und Wetterproblemen im Vorquartal, insbesondere in GeoMarkets in Nordafrika, dem Nahen Osten und Australien. Der zu den USA gehörende Teil des Golfs von Mexiko verzeichnete mehr Tiefseeaktivitäten, was jedoch durch die Auftauphase im Frühjahr in Kanada wieder aufgezehrt wurde. SIS trug zu den höheren Umsatz- und Renditewerten mit wesentlich verbesserten Verkaufszahlen in allen Gebieten bei.

Die Aktivitäten der Reservoir Characterization Group bewirkten eine Anzahl neuer bzw. signifikanter Technologieplatzierungen im Quartal.

In Angola brachte Schlumberger die kompletten Wireline-Protokolle der neuesten Generation als Bewertungsprogramm für Angola LNG zum Einsatz. Zu einigen der neuen Technologien, die hierbei eingeführt wurden, gehörte der Einsatz eines hochspannungsfesten Capstansystems sowie den QuickSilver Probe*-Service, dessen gesammelte Proben reiner sind als frühere Proben, die anderen Bohrlöchern des gleichen Projekts entnommen wurden. Darüber hinaus wurde das neue InSitu Fluid Analyzer*-System eingesetzt, um die umgekehrte Zusammensetzungsabstufung und die vertikale Diskontinuität innerhalb des Vorkommens zu verstehen. Durch sorgfältige und gründliche Arbeitsplanung ersparten speziell ausgearbeitete Werkzeugkombinationen eine Fahrt in das Bohrloch, wodurch das Programm in nur zwei anstatt der erwarteten drei Durchgängen absolviert werden konnte, wodurch zwölf Stunden Arbeit am Bohrloch weniger anfielen.

Bohrloch-Fluidanalyseausrüstungen und -techniken der nächsten Generation gestatteten Marathon, die wechselnde Ölqualität, die Asphalten-Verteilung sowie das Zusammenhängen des Vorkommens über mehrere Sände in einem Tiefseefeld im zu den USA gehörenden Teil des Golfs von Mexiko zu bewerten. In der Vergangenheit konnten herkömmliche Laberanalysen der Ölproben aus diesen Bohrlöchern keinen endgültigen Aufschluss geben. Dagegen lieferte die Kombination von Labortests mit den hochentwickelten In-situ-Fluidanalysefähigkeiten des modularen Formationsdynamiktesters MDT* ein genaueres Ergebnis, anhand dessen Marathon die künftigen Förderbohrlöcher mit höherer Sicherheit planen kann.

In der Mexico North Region von PEMEX bestätigten die Wireline Scanner Family*-Technologien das Vorhandensein einiger Gaszonen in einem neuen Erkundungsbohrloch. Dies war das erste Mal, dass diese Techniken in dieser Region mit dem speziellen Magnetresonanzservice MR Scanner* zur Bestätigung der Präsenz von Gas in den laminierten Schiefersanden eingesetzt wurden. Außerdem kamen der triaxiale Induktionsservice Rt Scanner* zur Identifizierung zusätzlicher gashaltige Gesteinsschichten und die akustische Scanplattform Sonic Scanner, die die geomechanischen Eigenschaften zur Ermittlung der Bruchgestaltung ermittelt, zum Einsatz. Das gleiche Datenaufzeichnungsprogramm wurde für das nächste Erkundungsbohrloch bestätigt, wobei dann noch spektroskopische Daten und spektrale Gammastrahlen aufgezeichnet werden.

In der Mexico Marine Region von PEMEX wurden drei Gaszonen in einem Tiefsee-Erkundungsbohrloch bestätigt, in dem einige der innovativen Schlumberger-Wireline-Technologien platziert worden waren. Die akustische Scanplattform Sonic Scanner und PressureXpress*, eine Technologie zur Messung des Drucks im Vorkommen während des Bohrens, bestätigten Gas in drei verschiedenen unerkundeten Zonen, während das magnetische Resonanztool mit hoher Aufzeichnungsgeschwindigkeit CMR-Plus* bestätigte, dass die Gassande kein freies Wasser enthielten und die Grundzone nicht förderfähig war. Des Weiteren zeigte die triaxiale Induktionstechnologie Rt Scanner, dass die gashaltigen Gesteinsschichten viel mehr Gas enthalten als ursprünglich angenommen. Saubere Fluidproben des Vorkommens erhielt man durch die konzentrierte Extraktion von reinem Reservoirfluid durch Quicksilver Probe. PEMEX erkannte den Wert derartiger Technologien zur Reduzierung der Unsicherheit bei der Gebietserkundung an und bestätigte die Verwendung der Technologien bei künftigen Tiefseeoperationen.

Schlumberger Wireline schloss eine 38-tägige TuffTRAC*-Zugoperation für einen großen Betreiber vor der Küste von Neufundland (Kanada) ab. Die Rekordstrecke von 85.987 m wurde in 19 Durchgängen zurückgelegt, wobei Zementbewertungs- und Akustikwerkzeuge, Perforierkanonen und die neueste Generation von mechanischen Interventionsgeräten befördert wurden. Die Operation umfasste auch den TuffTRAC-Tandemservice, mit dem auch die Gasliftdorne für die Komplettierung durchfahren werden können.

Das mit Shell verbundene Unternehmen Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. war der erste Kunde, der die neue extratief eindringende, geformte Ladung Powerjet Nova* bei einem Erdgasbohrloch im holländischen Teil der Nordsee einsetzte. Mit dem eingesetzten Komplettierungssystem konnte sich das Bohrloch unmittelbar nach der Perforation reinigen und 700.000 m³/Tag Gas in die Pipeline schicken, was die Erwartungen übertraf. Powerjet Nova-Ladungen haben eine bis zu 30 % höhere Eindringtiefe gegenüber bestehenden Technologien bei unter Spannung stehenden Gesteinen und gelten als wichtig für viele der schwierigen Bohrlochbedingungen in der Nordsee.

In Mexico Marine führte Wireline die bisher größte VSP-Akquisition für PEMEX durch, um das Vorkommen im Tumut-Feld zu charakterisieren und neue Bohrorte in einem komplexen, von Salztektonik betroffenen Umfeld genau zu definieren. Die Operation, die 2D-Walkaway- und versatzlose VSPs beinhaltete, sollte das Strukturmodell mit hochwertigen Daten unterfüttern. Insgesamt 6 Leitungen und 82.000 m wurden mit der mit 20 Shuttles bestückten VSI* Vertical Seismic Imager-Technologie geschossen, wobei zwischen jedem Shuttle miteinander verbundene Kabel verliefen. Mit dem Dual Delta-Druckluftpistolencluster und dem SWINGS*-System zur seismischen Navigationspositionierung wurde jede Leitung alle 40 m geschossen. Der Erfolg dieses Auftrags basierte auf umfangreicher Vorbereitung und der effizienten Mobilisierung von Mitarbeitern aus Großbritannien und den USA. PEMEX erklärte, dass man jetzt der Ansicht sei, diese Technologie bei der Feldentwicklungsplanung an anderen Küstenbecken einsetzen zu können.

In Indien setzte WesternGeco die Akquisitionstechnik DISCover* für Oil & Natural Gas Corporation Limited (ONGC) erfolgreich bei der Erstellung seismischer Breitbanddaten im Kerala-Konkan-Becken ein. Dies war das erste kommerzielle DISCover-Projekt mit ONGC. Der Kunde erhielt seismische Daten, die viele hohe und niedrige Frequenzen zu einem hochauflösenden Bild zusammensetzte und so das Risiko abmilderte. Die Prestack-Zeitmigrations- und Prestack-Tiefenmigrationsbearbeitung wurden im WesternGeco GeoSolutions-Zentrum in Mumbai mithilfe fortschrittlicher Workflows durchgeführt und haben eine erhebliche Verbesserung der Bandbreite im Vergleich zu früheren Daten ergeben, speziell in Sub-Basaltbecken.

In Westaustralien beauftragte Apache WesternGeco mit der dreidimensionalen marinen seismischen Untersuchung (Cambozola 3D Marine Seismic Survey) im Carnarvon-Becken mit dem Ziel, die Darstellung kürzlich entdeckter Lagerstätten im Meer zu verbessern. Der Auftragsumfang beinhaltet die seismische Punktempfängertechnologie Q-Marine* mit simultaner Quellenakquisition sowie Datenverarbeitung mit proprietären 3D-Demultiplizierungsteckniken und Tiefenimaging.

In Aserbaidschan unterzeichnete BP mit Caspian Geophysical einen Vertrag zur Durchführung einer seismischen 3D-Untersuchung im Shafag/Asiman-Block im Kaspischen Meer mit dem M/V Gilavar. Caspian Geophysical ist ein Joint Venture von WesternGeco und SOCAR, der staatlichen aserbaidschanischen Ölgesellschaft.

Testing Services hat von Anadarko Moçambique Área 1, Ltda einen Zweijahresvertrag für die Durchführung von Interferenztests in einem Ultra-Tiefseeumfeld vor der Küste von Mosambik erhalten. Die Kombination aus branchenführenden Technologien, wie der tragbaren Multiphasen-Bohrlochtestausrüstung PhaseTester* und dem Multiphasen-Probenausrüstung PhaseSampler* sowie dem umweltfreundlichen Bohrlochabflussbrenner EverGreen* werden im Rahmen einer elektrohydraulischen Unterwasser-Anlegeleitung eingesetzt.

Von Mexico Marine erhielten Testing Services und Artificial Lift auch den Auftrag für einen längeren Bohrlochtest bei einem Tiefseeerkundungsprojekt mit Schweröl. Die Vergabe basierte auf einem Single-Trip-Ansatz, der die intelligente Fernimplementationstechnologie IRIS* von Testing Services mit dem elektronischen Zündkopfsystem eFire*, eine Drillstem-Teststrang und einer elektrischen Tauchpumpe kombinierte. Auf der Basis dieses integrierten Ansatzes erwägt PEMEX die Verwendung des gesamten Systems bei künftigen Tiefseeerkundungsbohrlöchern.

Ebenfalls für Mexico Marine wendete Testing Services die weltweit erste Flow Assurance-Studie zur Milderung der Hydratationsrisiken bei Gasbohrlochtests von Tiefseeerkundungsbohrlöchern mit sehr komplexer Reservoirlithologie ein. Die Oberflächen-Fließbedingungen erlaubten die Temperaturabsenkung während des Tests durch die stufenweise Erhöhung der Menge des Kondensatflusses.

Statoil hat vor Kurzem die Petrel*-Workflowprozesssoftware für seismische Interpretation und die zugehörigen geologischen und geophysikalischen Arbeitsabläufe für sein weltweites Erkundungsgeschäft genehmigt. Ein neuer Vertrag mit Petrel, der Statoil den weltweiten Zugriff auf die Petrel-Software für die Erkundungsteams gewährt, ist im Juni 2011 unterzeichnet worden.

Drilling Group

Der Umsatz im zweiten Quartal in Höhe von 3,46 Milliarden USD war 8 % höher als im Vorquartal und 127 % höher als im Vorjahr. Das operative Ergebnis vor Steuern in Höhe von 538 Millionen USD lag um 15 % höher als im Vorquartal und 88 % über dem des Vorjahres.

Innerhalb der Drilling Group verzeichnete M-I SWACO den höchsten Umsatzanstieg gegenüber dem Vorquartal durch höhere Margen der Tätigkeit in der Nordsee und in Süd- und Mittelamerika, durch anhaltendes Wachstum in unkonventionellen Schiefervorkommen in Nordamerika, Wiederaufnahme der Bohrtätigkeit im zu den USA gehörenden Teil des Golfs von Mexiko und der zunehmenden Erholung der Aktivitäten im Nahen Osten und in Asien nach den geopolitischen und Wetterereignissen im Vorquartal. Der Umsatz von Drilling & Measurements gegenüber des Vorquartals nahm durch Technologiedurchdringung mit höheren Margen, höheren Preisen und zahlreicheren Aufträgen vor allem in Süd- und Mittelamerika und im Nahen Osten und Asien zu. Drilling Tools & Remedial gewann erheblich durch eine Zunahme der Aktivitäten in Nordamerika. Pathfinder berichtete ebenfalls über höheren Umsatz auf dem US-Festland aufgrund höherer Bohraktivität in unkonventionellen, flüssigkeitsreichen Vorkommen, während Bits & Advanced Technologies trotz der Auswirkungen der Auftauphase im Frühjahr in Kanada zulegte. IPM Well Construction expandierte weiter im Irak durch das Anlaufen neuer Verträge und die Verbesserung der Bohreffizienz, wobei dieser Anstieg allerdings durch den Effekt des Verkaufs des Bohranlagengeschäfts in Russland mehr als aufgezehrt wurde.

Die Umsatzrendite vor Steuern erhöhte sich um 98 bps gegenüber dem Vorquartal auf 15,6 %. Die M-I SWACO-Margen verbesserten sich durch mehr margenstarke Aktivitäten im GeoMarket Nordsee, in Süd- und Mittelamerika und im zu den USA gehörenden Teil des Golfs von Mexiko. Die Margen bei Drilling & Measurements wuchsen aufgrund höherer Preise und einem günstigeren Technologiemix. Durch günstigeren Servicemix und höhere Preise verbesserten sich auch die Margen bei Bits & Advanced Technologies, Drilling Tools & Remedial und Pathfinder.

Während des Quartals bestätigten etliche Höhepunkte die sich vermehrenden Chancen, die durch die Kombination der Bohrtechnologien von Smith und Schlumberger erzeugt wurden.

Die Technologien von Smith Bits und Drilling & Measurements wurden im Tuha-Feld für PetroChina in einem schwierigen horizontalen Bohrloch eingesetzt und erzielten Rekordleistungen. Die PowerDrive vorteX-Drehsteuertechnologie bohrte in Verbindung mit einem Smith PDC-Bohrer erfolgreich den längsten Abschnitt und die meisten Stunden in einem Durchgang in einem 15-cm-Bohrloch, wobei gegenüber der Standardtechnologie 6 Durchgänge eingespart wurden und die längste, jemals erreichte ununterbrochene Bohrzeit in diesem Lagerstättengebiet verzeichnet wurde. Die Kombination der Technologien wurde auf der Basis der integrierten Bohrerplattform Smith IDEAS ausgewählt.

Beim Bohren von vier schwierigen Bohrlöchern für Talisman Energy Norge AS im norwegischen Sektor der Nordsee wurden mehrere Bohrrekorde aufgestellt, wobei gegenüber dem Plan 19 Tage eingespart wurden. Exzellente Planung, Bohrengineeringlösungen, Bohrverfahren und die Integration der Drehsteuertechnik mit der neuen Smith-Bohrertechnologie führten zu dieser erheblichen Reduzierung der Gesamtbohrzeit in den Feldern Varg und Gyda.

Noble Energy hat Schlumberger die Entwicklungs- und Erkundungsarbeiten bei einer Bohranlage im östlichen Mittelmeer übertragen, um die Bohrleistung in einem anspruchsvollen Bohrumfeld im Tiefsee zu verbessern. PowerDrive vorteX und PowerDrive Xceed-Drehsteuersysteme werden in Verbindung mit Smith-Bohrern und anderen Smith-Bottomhole Assembly-(BHA)-Komponenten zum Einsatz kommen.

Im West Texas Delaware-Becken nahm die Anadarko Petroleum Corporation modernste Bohr- und Bewertungsleistungen in Anspruch, um ein horizontales 1.067-m- (3,500 ft) -Bohrloch in eine 4 m starke Zielzone mit variablen Strukturen zu platzieren. Eine Drehsteuerbohrgruppe von Drilling & Measurements PowerDrive in Verbindung mit der Bed-Boundary-Mapper-Technologie PeriScope* gestattete die Bohrung der Stichleitung in nur vier Tagen, wobei die Bohrung vollständig in der Zielzone gehalten werden konnte. Die Technologien MicroScope* mit erhöhter Widerstandsfähigkeit und Imaging-while-Drilling-Technologie sowie die akustische Mehrpoltechnologie SonicScope* wurden mit der Bohrgruppe eingesetzt, um die Bruchidentifizierung und -charakterisierung in einem engen Vorkommen zu verbessern und die Produktionsvariabilität zu bewerten.

In Brasilien verlängerte Chevron den Richtbohrvertrag mit Schlumberger um weitere zwei Jahre, weil die hohe Qualität der Dienstleistungen zusammen mit der hervorragenden Leistung im Gesundheits-, Sicherheits- und Umweltbereich (HSE) während der Bohrung der 22 Bohrlöcher in der ersten Entwicklungsphase des Frade-Tiefseefeldes überzeugend ausfiel. Zu den neu eingesetzten Technologien gehörte die Scope*-Servicefamilie für höhere Effizienz, bessere Zuverlässigkeit und überzeugendere Antworten, die die Betriebssicherheit während des Bohrbetriebes erhöht.

Pearl Oil hat neue Benchmarks für die Anwendung von Logging-while-Drilling-(LWD)-Technologie im Offshore-Markt im Golf von Thailand durch die Verbindung der multifunktionellen Schlumberger-EcoScope-Logging-while-Drilling-, PeriScope Bed-Boundary-Mapper- und StethoScope*-Formation-Pressure-while-Drilling-Technologien gesetzt. Zwei herausfordernde, horizontale 15,5-cm- (6 1/8 in) -Stichleitungen wurden jeweils in einem Durchgang durch einen Verrohrungsschuh zur bis zur Endtiefe gebohrt, was eine Gesamtstrecke von 857 m (2.813 ft) bei einer maximalen Neigung von 104° darstellt. Während der Operation wurden 43 Formationsdruck-Vortests erfolgreich durchgeführt.

Bei einem Erkundungsbohrloch in Südostasien wurde die Seismic-while-Drilling-Technologie VISION* von Drilling & Measurements eingesetzt, um das Risiko bei der Auswahl des Verrohrungspunktes zu verringern. Da die anfängliche Unsicherheit durch die seismische 2D-Oberflächenaufnahme mehr als 100 m betrug, musste der Betreiber diesen Wert bei einer Tiefe von über 3.000 m unter dem Meeresspiegel auf unter 50 m drücken, um den Bohrlochkonstruktionsprozess zu optimieren und den erwarteten Druckanstieg erfolgreich zu bestehen. Durch die Verwendung seismischer VISION-Daten konnte der Bohrvorgang innerhalb von 10 m von der Markierung gestoppt werden, wodurch ein sicheres und erfolgreiches Bohren bis zur Endtiefe des Bohrlochs gewährleistet wurde.

In den VAE wurde die StethoScope Formation-Pressure-while-Drilling-Technologie von Drilling & Measurements erfolgreich für mehrere Unternehmen eingesetzt, um deren Betriebssicherheit zu erhöhen, Druckmessungen unter schwierigen Bedingungen vorzunehmen und fundierte Entscheidungen zur Art der Komplettierung zu treffen. Im Auftrag eines großen Betreibers stellte die bereitgestellte Technik in einer Bohrlochumgebung mit 42 % Schwefelwasserstoff die für die Optimierung des Schlammgewichts während des Bohrens erforderlichen Druckmessungen sicher und verhinderte so den Zufluss von Fluiden und sauren Gasen. In einem anderen Bohrloch verifizierten StethoScope-Daten die Druckkommunikation zwischen verschiedenen unsicheren Blocks in einer dünnen horizontalen Stichleitung in einem Bohrloch, in dem der Druck nicht mit anderen Verfahren gemessen werden konnte. StethoScope überwand die Bohrlochkurve und die fragile Bohrlochstabilität und erhob erfolgreich die erforderlichen Daten. Währenddessen wurden die in einem Erkundungsbohrloch gemessenen StethoScope-Druck- und Mobilitätsmessungen für einen Offshore-Betreiber verwendet, um über die Platzierung notwendiger Zuflusskontrollgeräte im Komplettierungsdesign zu entscheiden.

Im Santos-Becken vor der brasilianischen Küste wurde die WARP*-Fluidtechnologie, die einzigartige mikronisierte Gewichtsmaterialien verwendet, zum ersten Mal für Petrobras in einem Hochdruck- und Hochtemperaturbohrloch eingesetzt, bei dem die Kontrolle unter äußerst schwierigen Bedingungen erfolgen musste. Versetzte Bohrlöcher in diesem Gebiet wiesen durch ihre engen Betriebsfenster mit zirkulierender Dichte erhebliche Verluste auf. Mit der Verwendung der WARP-Technologie wurde der 17,5-cm- (7 in) -Liner erfolgreich und ohne Durchhang oder Verluste bis zum unteren Ende gebracht. Für Petrobras konnten durch die Verwendung feinerer Filter bei den Primärrüttlern auch die Feststoffe effizienter getrennt werden.

OGX verwendete ebenfalls WARP-Fluidtechnologie als Alternative zu schwerer Sole als Komplettierungsfluid in Hochdruck- und Hochtemperatur-Bohrlöchern in Brasilien, um herkömmlichen Barytschlamm auf synthetischer Basis zu ersetzen, der zu Baryt-Durchhang, Ventilaktivierungsproblemen im Bohrloch und Kompatibilitätsproblemen mit Komplettierungstools führen kann. Mit der neuen Technologie gab es keine Probleme beim Öffnen und Schließen der Ventile beim Drillstem-Teststrang, auch als das WARP-System über drei Tage vor dem Test nicht zirkuliert worden war.

Reservoir Production Group

Der Umsatz im zweiten Quartal in Höhe von 3,06 Milliarden USD war 13 % höher als im Vorquartal und 47 % höher als im Vorjahr. Das operative Ergebnis vor Steuern in Höhe von 613 Millionen USD lag um 16 % höher als im Vorquartal und 146 % über dem des Vorjahres.

Unter den Reservoir Production-Technologien expandierten die Well Services-Umsätze in Nordamerika gegenüber dem Vorquartal durch höhere Preise, Kapazitätsausweitungen und verbesserter Ressourcenauslastung, nachdem der Markt sich durch den starken Ölpreis flüssigkeitsreichen Vorkommen zuwendet. Dieser Anstieg wurde jedoch teilweise durch die Auftauphase im Frühjahr in Kanada und schlechtes Wetter im Williston-Becken aufgezehrt. Weltweit verzeichnete Well Services hohe zweistellige Wachstumsraten im Nahen Osten und Asien in den GeoMarkets Saudi-Arabien, Bahrain, Kuwait, Oman, Ostasien und China. Der Umsatz bei Completions stieg gegenüber dem Vorquartal durch höhere Produktverkäufe in Mittel- und Südamerika und starkem Dienstleistungs- und Produktabsatz in Saudi-Arabien. Der Umsatz im Bereich Artificial Lift wuchs gegenüber dem Vorquartal in allen Gebieten außer Europa/GUS/Afrika wegen der Schließungen in Libyen.

Gegenüber dem Vorquartal stieg die Umsatzrendite um 57 bps auf 20,0 %. Ohne den Einfluss der Auftauphase im Frühjahr in Kanada wuchsen die Margen bei Well Services durch Preissteigerungen, höhere Effizienz und Ressourcenauslastung in Nordamerika sowie aufgrund höherer Leistung im Nahen Osten und in Asien durch Produkt- und Dienstleistungsverkäufe sowie stärkerer Aktivität der Schiffe. Die Artificial Lift-Margen stiegen durch höhere Verkäufe auf dem nordamerikanischen und russischen Festland.

Die Höhepunkte bei der Reservoir Production Group umfassten Technologieeinsätze in etlichen Schlüsselgebieten.

Vor der Küste Italiens pumpte Well Services hochentwickelten flexiblen FlexSTONE*-Zement erfolgreich an acht Bohrlöchern, die hydraulisch gebrochen und mit Kies gefüllt worden waren. Die FlexSTONE-Technologie verstärkt die Bohrlochisolierungen bei derartigen Komplettierungen durch ihre Flexibilität, die sowohl einen Produktionsrückgang als auch das Aufwältigungsrisiko ausschließt. Als Teil dieser Bohrlochintegritätslösung wurde die Ultraschallaufnahmetechnologie Schlumberger Wireline USI* verwendet, um die hydraulische Versiegelung aller acht Bohrlöcher durch den Zement zu bestätigen.

In Australien wurde Well Services Ultra LiteCRETE*-Zement mit niedriger Dichte in Verbindung mit der hochentwickelten Fasertechnologie CemNET* erfolgreich in Kohle-Gas-Betten im Surat-Becken gepumpt, um die Bohrlochinvasion zu minimieren und die Wirksamkeit einer künftigen Stimulation zu erhöhen. Der niedrige Bruchgradient der Formationen zeigte, dass Zement mit ultraniedriger Dichte mit optimierter, partikelgroßer Streuung erforderlich sein würde, um Zirkulationsprobleme zu beseitigen und die überhöhte Invasion zu begrenzen.

Die Einführung der faserbasierten Well Services Losseal*-Spülverlusttabletten in die Märkte des Nahen Ostens wurde fortgesetzt, wobei die Technologie bei zwei gemeinsam betriebenen Bohrlöchern in Kuwait eingesetzt wurde, um die verlorene Zirkulation zu steuern. In einem Bohrloch wurde Losseal verwendet, nachdem herkömmliche Techniken die am offenen Bohrloch auftretenden Verluste nicht ausreichend verringern konnten. Danach konnte die Bohrung ohne weitere Probleme fortgeführt werden. In das zweite Bohrloch wurde Losseal-Material zum Auffüllen gepumpt, bevor die Einhüllung zementiert wurde, wobei dessen Einsatz sicherstellt, dass der überschüssige Zement an die Oberfläche treten kann. Auch in Kuwait wurde die Losseal-Technologie bei der Kuwait Oil Company (KOC) bei einer Entwicklungsbohrung während der 31,1-cm- (12 1/4 in) -Bohrphase benutzt. Nach viertägigen Versuchen, die Verluste mit herkömmlichen Materialien zu begrenzen, wurde Losseal durch die BHA und den Bohrer gepumpt, was den Verlust der Zirkulation auf überschaubare 5 bbl/h drückte und wodurch das Bohren bei vollem Ertrag bis zur Endtiefe fortgesetzt werden konnte.

Die neue modulare, rohrstranggeführte Offshore-Einheit X-11* von Well Services mit aktiver Prozesssteuerung und automatischen Sicherheitssystemen wurde in der Nordsee erfolgreich für CNR International eingesetzt. Die flexible schalldichte Einheit ist für viele Offshore-Bauformen nutzbar, einschließlich Bohrinseln, Schwimmkräne und zugspannungsverankerte Plattformen, und bietet die vollen Fähigkeiten einer herkömmlichen rohrstranggeführten Einheit. In sichereren und effizienteren rahmenmontierten Aufbauten integriert, führte die Einheit bei einem Bohrloch 9 Durchgänge über 33 Tage hinweg aus.

In Dänemark setzte Schlumberger die rohrstranggeführte CoilFLATE*-Technologie mit aufblasbarem Packer für Maersk Oil in Offshore-Einpressbohrungen auf dem Dan-Feld ein, um die Stimulationsbehandlungen zu verbessern. Innerhalb der ersten 100 Tage im Jahr 2011 wurden 25 Packer erfolgreich gefahren, wobei in einem einzigen Bohrloch in nur einem Monat 15 Stück gesetzt wurden. Alle Packer konnten erfolgreich zurückgeholt werden.

In Saudi-Arabien führte Well Services bei zwei Erdgasbohrlöchern ACTive*-Perforierungen mit Hilfe von faseroptikfähigen Rohrsträngen mit Echtzeit-Gehäuselokatoren und Gammastrahlenmessungen zur Tiefenkontrolle während des normalen Betriebs durch. Der erste Job wurde mit der ABRASIJET*-Technologie für hydraulisches Rohrschneiden und Perforieren durchgeführt, um durch das Pumpen von nitrierter Sandschlämmung Schlitze zu schneiden, und der zweite mit Kanonen mit dem elektronischen Zündkopfsystem eFire durchgeführt. Beide Jobs wurden erfolgreich abgeschlossen und zusätzliche rohrstranggeführte Tiefenkorrelationsfahrten mussten nicht durchgeführt werden.

Die Well Services ACTive-Technologie zur Anwendung während des normalen Betriebs mit faseroptischem DTS (Distributed Temperature Sensing) wurde für Eni in Italien bei rohrstranggeführten Stimulationen durchgeführt. Die thermische Analyse durch DTS bei Fließbedingungen hat die Hauptproduktionsbereiche mit kundenspezifischem Modeling, das der Zuordnung des Reservoirproduktionsverhaltens mit möglichen Fließraten pro Intervall dient, eindeutig identifiziert. Nach Aufwältigungsarbeiten konnte die Produktion ohne Behandlung nach der Stimulation fortgesetzt werden, wobei die wasserfreie Ölproduktion von rund 1.000 m³/d die Erwartungen übertraf.

In Guatemala wurde die Well Services ACTive-In-Well-Live-Performance-Technologie bei Perenco bei einer Bohrlochintervention im Xan-Feld erfolgreich eingesetzt, um das Ergebnis der Stimulation zu überwachen. Die DTS-Daten wurden zur Optimierung der Stimulationen in Echtzeit auf der Basis von Daten von der Bohrlochsohle, die in der Überwachungskabine angezeigt wurden, eingesetzt. Weitere Einsätze der ACTive-Technology sind für die zweite Jahreshälfte 2011 geplant.

Im Irak hat Well Services mit rohrstranggeführten Operationen in Kurdistan für Reliance Exploration & Production DMCC im Sarta-Feld begonnen, wo bestehende Smith International und M-I SWACO-Infrastruktur gemeinsam genutzt wird.

In Mexico Marine hat das Stimulationsschiff DeepSTIM von Well Services, das seine Tätigkeit für PEMEX in der Bay of Campeche im Juni 2010 aufgenommen hat, mittlerweile mehr als 250 Behandlungen vorwiegend bei der Matrixstimulation, Konformitätsüberwachung und bei Formations- und Rohrreinigungen eingesetzt. Das Schiff hat eine äußerst erfolgreiche Bilanz bei der Verbesserung von Produktionsergebnissen vorzuweisen. Diese Ergebnisse sollen in diesem Jahr mit der Einbindung neuer Technologie in das derzeitige Stimulationsserviceportfolio weiter verbessert werden.

In China hat CNOOC Artificial Lift einen Auftrag zur Lieferung, Installation und Bereitstellung von operativer Unterstützung bei elektrischen Tauchpumpen-(ESP)-Systemen im LiuHua 4-1-Unterwasserfeld-Entwicklungsprojekt erteilt. Das Projekt umfasst den Unterwassereinsatz von acht DuaLife*-Tandem-ESP-Komplettierungssystemen mit einer 14 km langen Verbindungsleitung zum LiuHua FPSO. Dabei handelt es sich um den ersten Einsatz eines dualen ESP-Systems bei mehreren Bohrlöchern mithilfe des Schlumberger POD-Systems, was einen Meilenstein bei der laufenden Entwicklung von Unterwasser-Fördersystemen darstellt. Der Auftrag wurde aufgrund der Fähigkeit, sowohl lokalen als auch globalen Support zu liefern, als auch aufgrund der derzeit bei der LiuHua-Entwicklung gebotenen Servicequalität erteilt.

In Indien wurde Schlumberger Completions durch ONGC der Auftrag zur intelligenten Komplettierung von 18 Bohrlöchern im Mumbai-Offshore-Gebiet erteilt. Der Auftrag umfasst Design, Beschaffung und Installation der Komplettierungen. Die Bohrlöcher sollen jeweils unverrohrt komplettiert und mit Fließüberwachungsventilen ausgestattet werden, die jede der drei Produktionszonen mithilfe eines Sechs-Pegel-Systems an einem Kabel überwachen. Sechs der Bohrlöcher werden darüber hinaus mit DTS-Technologie und dem optoelektrischen Neon*-Kabel für permanente Überwachung ausgerüstet.

In Aserbaidschan wurde innovative Schlumberger Completions-Technologie auf dem Central Azeri-Feld von BP installiert, wobei ein neues Kiespacktool für ein 19,5-cm- (7 5/8 in) -Gehäuse zur Anwendung kommt. Die enge Kooperation zwischen Schlumberger und BP führte zum erfolgreichen Abschluss der 411-m-Komplettierung – vermutlich das längste je betriebene Engloch-Kiespacktool. Die Operation erbrachte hervorragende Leistungen sowie ein Bohrloch mit einer Förderleistung von 25.000 bbl/Tag – eine Zahl, die wesentlich über der von BP erwarteten Zahl liegt.

Die Schlumberger LIVE* Digital Slickline Services wurden im April 2011 auf der Intervention & Coiled Tubing Association (ICoTA) Conference & Exhibition in Houston, wo die Technologie mit dem Intervention Technology Award 2011 ausgezeichnet wurde, zur kommerziellen Nutzung vorgestellt. Seitdem sind in Nordamerika, Europa und Asien bei vielen Bohrlochtypen, Fluiden und Abweichungen, einschließlich Temperaturen bis zu 135 °C (275 °F), Bohrlochsohlendrücken bis zu 8.000 psi und Bohrlochtiefen bis zu 4.875 m (16.000 ft), mehr als 450 Digital-Slickline-Einsätze durchgeführt worden. Die LIVE Digital Slickline Services haben von Kunden bestätigte Zeiteinsparungen und Echtzeitoptimierungen durch Korrelationspräzision, Toolstatusbestätigung und kontinuierliche Toolüberwachung erbracht.

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Daten für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie auf der ganzen Welt. Mit cirka 110.000 Angestellten, die 140 verschiedene Nationalitäten umfassen und in rund 80 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit größte Auswahl an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston und Den Haag und wies im Jahr 2010 einen Erlös in Höhe von 27,45 Milliarden US-Dollar aus. Weitere Informationen unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen

^†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), ehemals Japan National Corporation (JNOC), und Schlumberger arbeiteten an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der LWD-Technologie zusammen. Die Dienstleistung EcoScope verwendet Technologie, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.

Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, den 22. Juli 2011, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und Geschäftsprognose. Die Konferenz beginnt um 8.00 Uhr Central Time (CT) bzw. 9.00 Uhr Eastern Time (ET). Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1-800-230-1096 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1-612-332-0107 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem "Schlumberger Earnings Conference Call". Nach Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 22. August 2011 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 202491 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz steht Ihnen unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören zur Verfügung. Bitte loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz anzumelden. Eine Wiederholung des Webcasts wird auf derselben Seite ebenfalls zur Verfügung stehen.

Zusätzliche Informationen in Form eines Frage-Antwort-Dokuments zu dieser Pressemitteilung sowie Finanzaufstellungen sind unter www.slb.com/ir erhältlich.

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